Dans le contexte de la transition énergétique, les grandes technologies de stockage d’énergie à grande échelle sont considérées comme l’une des options qui peut faciliter une pénétration élevée des sources d’énergie renouvelables. La thèse est concentrée sur l’évaluation de la mise en œuvre le Power-to-Gas sur le marché énergétique roumain, qui a enregistré une croissance significative des énergies renouvelables et les enjeux auxquels devra faire face. Après avoir établi l’approche générale, les deux voies techniques du Power-to-Gas, l’Hydrogène et SNG, sont techniquement dimensionnés et économiquement évalués du point de vue des investisseurs dans deux scénarios temporels (2015 et 2030), afin d’évaluer la situation économique actuelle et les prix appliqués pour atteindre une rentabilité positive. Les résultats indiquent que des facteurs de grande capacité sont nécessaires afin de compenser les coûts d’investissement élevés, mais même dans cette situation un prix élevé est nécessaire pour la faisabilité économique, 68,1 Euro / MWh pour la voie Hydrogène et 112 Euro/MWh pour Power-to Gas SNG. Le marché d’équilibrage est également étudié comme un marché à haute valeur ajoutée dans le contexte français, avec des résultats indiquant une amélioration de 4% de la NPV, mais soulignant également les limites dans le cadre de l’analyse. Un avantage significatif, en termes d’impact GWP et utilisation de l’énergie fossile, a été identifié dans l’évaluation du cycle de vie de base de plusieurs scénarios d’alimentation au gaz, qui a également révélé l’importance de la source d’électricité utilisée pour la compression d’hydrogène. / In the energy transition context, large scale energy storage technologies are considered as one of the options that can facilitate a high penetration of renewable energy sources. The Thesis focuses on evaluating the implementation of Power-to-Gas in the Romanian energy market that recorded a significant growth in the share of renewables and will potentially face the related issues. After establishing a general approach, the two technical pathways of Power-to-Gas, Hydrogen and SNG, are technically sized and economically evaluated from an investor’s point of view in two temporal scenarios (2015 and 2030), in order to assess the current economic feasibility and the required price premiums that have to be put in place in order to reach a positive business case. Results indicate that high capacity factors are needed to compensate for the high capital costs, but even in this situation price premiums are required for economic feasibility, 68.1 Euro/MWh for the Hydrogen pathway and 112 Euro/MWh for Power-to-Gas SNG. The balancing market is also investigated as a high-value market in the French context, with results indicating a 4% improvement in NPV, but also highlighting the limitations of the proposed analysis framework. A significant benefit in terms of GWP impact and fossil energy use has been identified in. the basic life cycle assessment of multiple Power-to-Gas scenarios that also revealed the importance of the source of electricity used for hydrogen compression.

Fossil fuels dominate the world energy supply today and the transport sector is no exception. Renewable alternatives must therefore be introduced to replace fossil fuels and their emissions, without sacrificing our standard of living. There is a good potential for biofuels but process improvements are essential, to ensure efficient use of a limited amount of biomass and better compete with fossil alternatives. The general aim of this research is therefore to investigate how to improve efficiency in biofuel production by process development and co-generation of heat and electricity. The work has been divided into three parts; power cycles in biofuel production, methane production via pyrolysis and biofuels from renewable electricity. The studies of bio-based methanol plants showed that steam power generation has a key role in the large-scale biofuel production process. However, a large portion of the steam from the recovered reaction heat is needed in the fuel production process. One measure to increase steam power generation, evaluated in this thesis, is to lower the steam demand by humidification of the gasification agent. Pinch analysis indicated synergies from gas turbine integration and our studies concluded that the electrical efficiency for natural gas fired gas turbines amounts to 56-58%, in the same range as for large combined cycle plants. The use of the off-gas from the biofuel production is also a potential integration option but difficult for modern high-efficient gas turbines. Furthermore, gasification with oxygen and extensive syngas cleaning might be too energy-consuming for efficient power generation. Methane production via pyrolysis showed improved efficiency compared with the competing route via gasification. The total biomass to methane efficiency, including additional biomass to fulfil the power demand, was calculated to 73-74%. The process benefits from lower thermal losses and less reaction heat when syngas is avoided as an intermediate step and can handle high-alkali fuels such as annual crops. Several synergies were discovered when integrating conventional biofuel production with addition of hydrogen. Introducing hydrogen would also greatly increase the biofuel production potential for regions with limited biomass resources. It was also concluded that methane produced from electrolysis of water could be economically feasible if the product was priced in parity with petrol. / <p>QC 20121127</p>

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.

Power to gas is an emerging energy storage technology with great versatility. This thesis investigates the economic prospects of investing in such a facility via a case study linked to the Söderåren biogas plant in southern Sweden.The basis for this study is cash flow scenario analysis based on revenues and costs, which are referred as scenario parameters. Each of these parameters have different options to choose from, with nominal values chosen as the most likely options for each scenario parameter. In current market condition it was observed that installing power to gas is not profitable. However after exploring numerous combinations of scenarios, it was found that the electrical grid fee charges and higher ancillary service income was critical to achieve a viable business case for power to gas. Another scenario achieved profitability with a small margin which occurred when the grid fee was removed, referred as “grid fee off”. Both the most likely scenario and grid fee off scenario included sensitivity analysis. This was used to observe the impact of net present value when changing one parameter at a time. / Power to gas/ El till gas är en teknik på frammarsch med mångsidiga egenskaper. Den här master uppsatsen ämnar att undersöka om power to gas är lönsamt att investera idag vid en anläggning i södra Sverige vid namn Söderåsen/Wrams biogasanläggning. Samt överskåda under vilka ekonomiska den skulle kunna bli lönsam. Resultaten kan extrapoleras till liknande biogasanläggningar med liknande ekonomiska förutsättningar.Grunden för denna studie är analys av kassaflödesscenarion baserat på intäkter och kostnader, vilket kommer att refereras till som scenarioparametrar. Var och en av dessa parametrar har olika alternativ att välja mellan, där en av dessa parametrar antas vara det mest troliga alternativet att hända verkligheten. I nuvarande marknadsförhållanden observerades det att installation av el till gas inte är lönsam. Däremot efter att ha undersökt en mängd olika scenario, tillsammans 90 stycken kombinationer av scenarier (mer finns i bilagan), visade det sig att nätavgiften var avgörande för att uppnå en bärkraftig affärssituation för el till gas. Ett alternativt scenario med slopad nätavgift illustreras därefter. Känslighetsanalys sker i det mest troliga scenariot och i det alternativa scenariot utav projektets nuvärde för belysa ändring av enskilda scenario parametrars inverkan på resultatet.En intressant men osäker ekonomisk möjlighet diskuteras kring möjligheterna att ersätta uppgraderingsenheten för konventionella biogasenheter helt och hållet. Det diskuteras hur vissa parametrar korrelerar samt ifall det går att ekonomiskt motivera an slopning av nätavgiften.Slutligen tas rekommendationer till framtida studier upp.

Ce travail s’inscrit dans le cadre de l’étude d’un système de stockage et de restitution des surplus d’énergie électrique de sources renouvelables. L’objectif de l’étude est d’évaluer la capacité du concept à absorber l’intermittence de la production électrique à travers l’analyse de la flexibilité des procédés choisis. En phase de stockage, l’unité utilise un procédé d’électrolyse basse température à membrane échangeuse de proton (PEM) pour produire l’équivalent de 200 MW d’hydrogène. Ce gaz sera combiné au dioxyde de carbone dans une série de réacteurs de méthanation pour former l’équivalent de 155 MW de substitut de gaz naturel. La phase de déstockage est réalisée au sein d’un cycle d’oxy-combustion d’une puissance installée de 480 MW. Ce cycle permet de restituer l’énergie contenue dans les gaz stockés et de produire le CO2 requis pour le procédé de méthanation. L’étude énergétique en régime stationnaire de cette installation montre que l’efficacité du procédé d’électrolyse atteint 69,3%, celle du procédé de méthanation 82,2% et celle du cycle d’oxy-combustion 51,8% sur PCS. L’analyse en régime transitoire de la phase Power-to-Gas permet d’identifier les stratégies de contrôle adaptées aux variations temporelles de conditions opératoires. Ces stratégies visent à permettre au système de couvrir des plages de fonctionnement plus larges et d’absorber plus de puissance électrique. Il s’est avéré que la production du méthane de synthèse peut s’étendre sur des plages de fonctionnement allant de 48% à 100% de la puissance nominale sans aucun apport énergétique extérieur. Le cas d’étude réalisé pour le couplage de l’unité avec un parc éolien de 300 MW permet d’évaluer les performances du Power-to-Gas en fonction de la variation de la source électrique. / The present work deals with the conceptual study and process design of a storage and recovery unit for renewable energy. The suggested concept is able to absorb the intermittency of the electrical production as a result of the flexibility of the chosen processes. During the storage phase, the unit uses a Proton Exchange Membrane electrolysis system to produce 200 MW of hydrogen, which will then be combined to carbon dioxide in a series of methanation reactors to generate up to 155 MW of Substitute Natural Gas. The recovery phase is carried out in a 480 MW oxy-combustion cycle which is not only able to restore the electrical energy but also provides the required carbon dioxide for the methanation process. The conducted steady state evaluation as well as the sensitivity analysis for the studied plant showed that the overall efficiency on HHV basis can reach up to 69.3% for the electrolysis process, 82.2% for the methanation process and 51.8% for the oxy-combustion cycle. The follow-up unsteady state analysis of the Power-to-Gas process aimed to identify the necessary control strategies adapted to operating conditions variation over time. Such strategies should enable the system to cover a wider load range and subsequently absorb more electrical power. It was found that, by making the right adjustments, the production of synthetic methane can be fulfilled at ranges between 48% and 100% of the nominal power without any external energy requirement. A case study was carried out where the unit was coupled with a 300 MW wind to assess the performance of the Power-to-Gas process under fluctuating electrical source conditions.

Au cours de la dernière décennie, nous avons pu assister à l’expérimentation de plusieurs nouvelles filières pour contribuer aux objectifs nationaux de décarbonation du système énergétique français : biométhane, méthane de synthèse produit par du Power-to-Gas, hydrogène, Capture et Séquestration du Carbone (CSC)… Dans quels contextes ces filières pourraient-elles se développer ? Quelles seraient le cas échéant leurs perspectives de compétition/coopération ?Ce travail de thèse évalue le positionnement de ces nouvelles filières technologiques au sein des systèmes gaz et électrique. Il propose une estimation technico-économique des choix de long terme à l’horizon 2050 dans le cadre d’un paradigme d’optimalité. L’analyse de l’équilibre offre-demande pluriannuel est complétée par celle des dynamiques de production à une échelle intra-journalière et des enjeux de flexibilité associés.Pour ce faire, le modèle TIMES-FR-GAZEL développé dans cette thèse décrit le couplage des systèmes gaz et électrique à travers une représentation explicite des chaînes technologiques. Il permet une optimisation conjointe des deux systèmes sous contraintes environnementales.A l’aide de ce modèle, le positionnement des nouvelles filières gazières et électriques en France est étudié en prenant en compte les trajectoires pour parvenir à l’horizon 2050. Les analyses sont réalisées sur la base de scénarios de demande finale qui intègrent des jeux d’hypothèses contrastés concernant la disponibilité des technologies, les stratégies de décarbonation et la demande. / Over the past decade, several new technological pathways have been experimented with a view to reaching national decarbonization targets in France. These include biomethane, synthetic methane from Power-to-Gas, hydrogen, and Carbon Capture and Sequestration (CCS). The potential contributions of these technologies could make it more difficult for stakeholders and public authorities to choose the appropriate solution. In what contexts could these technologies be developed and what are their potential competition/cooperation perspectives?This research analyzes the role of these new technological pathways within the French gas and electricity systems. We propose a long-term, techno-economic assessment of the options at a 2050 horizon applying an optimal paradigm. We analyze the systems balance over several years while addressing the issue of intraday flexibility constraints.To this end, the bottom-up TIMES-FR-GAZEL model has been developed in order to study joint gas and electricity systems optimization with explicit representation of technologies (biomethane production, Power-to-Gas, CCS, etc.).This model allows us to embed trajectory constraints to reach the 2050 horizon. Assessments are conducted based on final energy demand scenarios with contrasted hypotheses on technology availability, decarbonization strategies and energy demand.

Découverte en 1902, la méthanation du C02 reçoit un intérêt grandissant pour son application aux procédés de stockage d'énergie électrique nécessaires au développement des énergies renouvelables. Sa mise en œuvre requiert le développement de réacteurs catalytiques innovants répondant au cahier des charges de cette application. Ces travaux sont dédiés à l'étude et l'optimisation de trois types de réacteurs-échangeurs conçus au cours de cette thèse :-un réacteur à lit fixe annulaire, -un réacteur à lit fixe milli-structuré et un réacteur à mousses métalliques supports de catalyseur. Leurs performances globales sont déterminées expérimentalement. La désactivation du catalyseur est étudiée et ses causes identifiées. Une modélisation des trois réacteurs permet la simulation de leur fonctionnement. Les propriétés hydrodynamiques et thermiques de leurs structures internes et les vitesses de réaction sont caractérisées expérimentalement. Les résultats numériques des simulations sont comparés aux expériences et complètent l'étude du comportement des réacteurs. Les modèles identifiés permettent finalement d'étudier les limites et les potentiels de ces réacteurs. / Discovered in 1902, the C02 methanation is getting a growing interest for its application to electricity storage processes needed for the development of renewable anergies. lts implementation requires the development of innovative catalytic reactors compatible with the specifications of this application. The present work focuses on the study of three reactor-exchangers designed during this thesis: - an annular fixed bed reactor, a milli-structured fixed bed reactor and a reactor which uses metallic foams as catalyst carriers. Their global performances are experimentally evaluated. The catalyst deactivation is studied and its causes identified. A modeling of these three reactors allows the simulation of their behavior. The hydrodynamic and thermal properties of their internai structure and the reaction kinetics are experimentally characterized . The numerical results of the simulations are compared to the experimental data and complete the analysis of the reactors behavior.The identified models are finally used to study the limits and the potentialities of the reactors.

Ce travail s'inscrit dans le cadre Power-to-Gas, dont l'objectif est de stocker les surplus d'énergie électrique issus de sources renouvelables sous forme d'énergie chimique, en l'occurrence le méthane. L'intermittence de la production électrique requiert une certaine flexibilité du système de méthanation par rapport aux variations temporelles de conditions opératoires. Dans ce contexte, les travaux effectués au cours de cette thèse sont dédiés à l'étude du comportement dynamique d'un réacteur-échangeur de méthanation à lit fixe catalytique. Une maquette de réacteur finement instrumentée en thermocouples est conçue et permet l'étude expérimentale des performances du réacteur et de son comportement thermique en régime dynamique. En particulier, des phénomènes de fronts d'onde thermique, de dépassements et de réponses inverses sont retrouvés. Les paramètres hydrodynamiques et thermiques du lit ont été caractérisés expérimentalement. Une modélisation de la maquette de réacteur-échangeur est également établie et permet de simuler son fonctionnement. Les résultats expérimentaux sont comparés aux résultats de simulation, permettant l'analyse précise des comportements observés dans le réacteur / This work is within the Power-to-Gas framework, which aims to store the electrical energy surpluses from renewable energy in chemicals, here the methane. The intermittency of the electrical production requires the methanation system to have a certain level of flexibility with respect to temporal changes of operational conditions. In this context, the work carried out during this thesis is dedicated to the study of the dynamic behavior of a catalytic fixed-bed heat-exchanger methanation reactor. A reactor-exchanger highly equipped with thermocouples is designed and is used for the experimental study of the performances and the dynamics behavior of such a reactor. In particular, phenomena of thermal wave fronts, overshoot and inverse responses are found. The hydrodynamic and thermal parameters of the bed have been experimentally characterized. Modeling of the reactor-exchanger is also established and simulations of the reactor behavior are done. The experimental results are compared with the simulation results, allowing the precise analysis of the behaviors observed in the reactor

Ces travaux visent à évaluer la possibilité technique, la performance énergétique et la compétitivité économique d'un procédé Power-to-SNG dans le contexte actuel et à déterminer si la réversibilité en mode Gas-to-Power est pertinente tant énergétiquement qu'économiquement, ce type de procédé étant proposé comme une solution à l'intégration des ressources renouvelables dans le mix énergétique. Les grandes étapes identifiées pour le procédé Power-to-SNG sont l'électrolyse de l'eau pour la production d'hydrogène, l'hydrogénation du dioxyde de carbone pour la production de méthane et une étape de mise aux spécifications pour satisfaire aux exigences de composition pour l'injection sur le réseau de gaz naturel. La technologie retenue pour l'électrolyse est celle des cellules à oxydes solides SOEC s'appliquant à la vapeur d'eau. L'étude énergétique du procédé Power-to-SNG réalisée par simulation avec ProsimPlus 3 montre que le couplage thermique entre la méthanation et l'électrolyse de la vapeur d'eau à haute température est pertinent, l'efficacité du procédé atteignant 75,8 % sur PCS. Concernant le procédé Gas-to-Power, il est choisi de fonctionner en pression afin de mettre en œuvre des cycles thermodynamiques complémentaires. Le choix d'alimenter la pile à combustible en hydrogène pur pour des aspects de réversibilité conduit à des limitations sur l'efficacité énergétique du procédé qui, au mieux, vaut 44,6 %. L'analyse économique des procédés Power-to-SNG et réversible est basée sur les résultats de simulations et fait appel à des performances électrochimiques observées lors de travaux expérimentaux sur monocellule avec pour point de fonctionnement un fort taux de conversion à la tension thermoneutre. Cela permet de proposer un coût actualisé du SNG produit par le procédé Power-to-SNG et un coût de l'électricité produite par le procédé réversible en considérant un couple performance électrochimique - valeur de dégradation associée cohérent et en accord avec une conduite industrielle. L'investissement et le coût d'exploitation de ces installations sont importants, conduisant à coût actualisé de l'électricité restituée au réseau électrique élevé, cela étant accentué par l'investissement supplémentaire dû à la fonction Gas-to-Power à l'installation Power-to-SNG. / The present work focuses on a Power-to-SNG process, especially on its energy efficiency and its economic competitiveness in the current context. It also aims at determining if the reversibility with a Gas-to-Power working mode is interesting from energy and financial considerations. The main steps required into a Power-to-SNG process, identified thanks to a review of the state of the art, are steam electrolysis for hydrogen production, followed by methane production thanks to the Sabatier reaction and a final step of gas purification to meet the composition requirements for gas network injection. Here, electrolysis is led into solid oxide cells. Power-to-SNG process simulations, led with ProsimPlus 3, indicate that the thermal coupling between methanation and the generation of steam to feed the electrolyzer is pertinent, the process energy efficiency achieving 75.8%. Concerning the Gas-to-Power process, its solid oxide fuel cell is pressurized to use additional thermodynamic cycles. The fuel cell is fed with pure hydrogen stream due to reversibility considerations, this limiting the energy efficiency, which highest value here is evaluated at 44.6%. The economic analysis includes experimental based data concerning electrochemical performances and degradation. They are obtained on a commercial cell tested at the thermoneutral voltage with a high steam conversion rate, these conditions being close to what can be expected for industrial process. They are used to calculate the levelized cost of the SNG produced by the Power-to-SNG process and the levelized cost of electricity produced by the reverse process. Investment and operating cost of these processes are important, leading to a high levelized cost of electricity. In the conditions of this study, adding the Gas-to-Power working mode to a Power-to-SNG process is not economically pertinent

Power to X, hereinafter PtX, is a conversion of electricity into some kind of energy carrier, such as gas or liquid. The purpose of the technique is often to store “excess” energy from renewable energy sources, usually wind power, in order to use it later. One aspect ofPtX is Power to Gas, hereinafter PtG, which involves the conversion of electricity often by the use of an electrolyser into a gaseous energy carrier, such as hydrogen or methane. The technology is a promising strategy for balancing the electricity supply in countries that striveto have near zero carbon dioxide emissions and have to rely on renewable energy sources. Another part of PtX that has received more attention lately and that may be important in the future, with more fluctuating electricity prices due to a larger share of renewableenergy in the energy systems, is the technique Power to gas to power, PtGtP. In PtGtP electrical energy, often with the help of anelectrolyser, is converted and stored in a gaseous energy carrier and later on when there is an electricity shortage it is converted backinto electrical energy through fuel cells. PtGtP can therefore be seenas a further development of PtG. The purpose of the study is therefore to investigate the potential forPtX, more specifically PtG and PtGtP in Sweden in terms ofprofitability. PtG was investigated considering production of hydrogenand methane where the hydrogen was sold as fuel for vehicles and the methane was injected into the gas distribution network in Stockholm.The methane production also results in surplus heat which was injected into the district heating network. To investigate this, a qualitativecase study was carried out on two hypothetical facilities. One fromthe Swedish company Euromekanik, that produces hydrogen and one from the German company Electrochaea that produces methane. Euromekanik’s facility was also used for the PtGtP application. The results weremainly based on the electricity prices of 2019. However, electricityprices for 2017, 2018 as well as more volatile electricity prices havebeen examined. Simulations of the input- and output flows in thefacilities have been performed in MATLAB and profitabilitycalculations have been performed using the net present value methodand the profitability index. A sensitivity analysis was conducted inwhich the values of the most important parameters were varied. The results regarding PtG in this study show that the idea ofproduction should take place when the electricity prices are low canbe rejected. The results also show that the conversion of hydrogeninto methane decreases the profitability. Running the PtG plant allhours of the year and producing hydrogen is therefore the mostprofitable design of the plant, even though this set-up still resultsin a negative net present value of approximately 24 MSEK after 20years. The result from the investigation of PtGtP shows that due tothe low system efficiency, the electricity sold back to the grid needsto have a price of 5000-6000 SEK/MWh for the plant to break-even when purchasing electricity a fourth of the hours of the year with thelowest electricity price. With the pattern and prices on the Swedish electricity market today this technique will not be profitable.However, both PtG and PtGtP will most likely have another value than solely the economic profitability in terms of energy storage andsystem balancing functions, though that has not been examined in this thesis.