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Cette deuxième année de projet a marqué une étape importante pour HY4RES, avec des avancées concrètes dans le développement de systèmes hybrides d’énergies renouvelables pour les communautés énergétiques, l’agriculture, l’aquaculture et les infrastructures portuaires. Les travaux menés ont permis d’explorer différentes approches pour optimiser l’utilisation de l’énergie, intégrer des solutions de stockage et accompagner les trajectoires vers la neutralité carbone, aussi bien dans des contextes industriels que territoriaux.
Retrouvez ci-dessous les principales avancées scientifiques issues des travaux conduits par les équipes du projet. Ces recherches portent notamment sur l’optimisation énergétique, l’évaluation multicritères, les stratégies opérationnelles et la modélisation appliquée à la gestion et à l’évaluation des performances énergétiques dans plusieurs secteurs.
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L’augmentation des besoins énergétiques, combinée à la hausse des coûts de l’énergie, a favorisé une adoption croissante de l’énergie solaire dans les grands systèmes d’irrigation, en particulier dans le sud de l’Espagne.
Cette étude comparative s’appuie sur l’analyse de six systèmes d’irrigation à grande échelle, en analysant l’intégration de l’énergie solaire et son interaction avec les pratiques de gestion de l’eau agricole.
Les résultats montrent que, dans les systèmes équipés de centrales solaires de plusieurs mégawatts, la part de l’énergie solaire dans la consommation totale varie entre 0,40 et 0,57. Toutefois, son exploitation complète reste limitée. Les systèmes d’irrigation fonctionnant à la demande, 24 heures sur 24, nécessitent en effet un recours à l’énergie conventionnelle pendant les périodes sans ensoleillement.
Emplacement des systèmes d’irrigation sélectionnés pour l’étude. Source: travaux des auteurs.
Malgré une baisse de la consommation d’énergie, les coûts énergétiques ont fortement augmenté dans la majorité des systèmes étudiés, avec des hausses allant de 15 % à 302 %, principalement en raison des fluctuations du marché mondial de l’énergie. La vente de l’électricité solaire excédentaire peut constituer un levier économique, mais elle reste souvent freinée par des contraintes réglementaires. Même lorsqu’elle est possible, la rentabilité demeure incertaine en raison de la volatilité des prix de l’énergie.
L’étude souligne la nécessité de développer des solutions innovantes, notamment des technologies de stockage d’énergie telles que les batteries et l’hydroélectricité par pompage, ainsi que des ajustements des modes de fonctionnement des systèmes afin de mieux valoriser l’énergie solaire. Le déploiement à plus grande échelle de solutions telles que les panneaux solaires flottants ou l’adoption de certifications comme ECO20 pourrait également renforcer la souveraineté énergétique et la durabilité des systèmes d’irrigation. Cette recherche met en évidence les défis et les opportunités liés à l’optimisation de l’énergie solaire pour l’irrigation, en apportant des renseignements utiles aux gestionnaires de systèmes et aux décideurs publics engagés dans la transition énergétique du secteur agricole.
Topologie du réseau du secteur II du CZID et points de pression excédentaire (EPP) étudiés. Source : travaux de l’auteur.
La modernisation des réseaux d’irrigation a permis d’améliorer l’efficacité de l’utilisation de l’eau, mais elle a également entraîné une augmentation de la consommation d’énergie et des coûts dans l’agriculture.
La récupération d’énergie (ER) peut être réalisée en exploitant la pression excédentaire pour produire de l’électricité à l’aide de pompes utilisées comme turbines (PAT), une alternative rentable aux turbines classiques.
Cette étude évalue l’usage des PAT dans les réseaux d’irrigation sous pression pour récupérer l’énergie hydraulique perdue, en s’appuyant sur l’algorithme d’optimisation par essaim de particules (PSO) pour dimensionner les PAT selon deux fonctions à objectif unique.
L’analyse se concentre sur la minimisation de la période de retour sur investissement (MPP) et la maximisation de la récupération d’énergie (MER) à des points de pression excédentaire (EPP) spécifiques. Une comparaison des valeurs pour chaque EPP et chaque fonction objective est réalisée dans le secteur II du district d’irrigation du Canal del Zújar (CZID) en Estrémadure, Espagne. Une analyse de sensibilité sur les prix de l’énergie et les coûts d’installation est également menée afin d’évaluer les tendances socio-économiques et la volatilité, en examinant leurs impacts sur les deux fonctions objectives.
Le processus d’optimisation permet d’estimer une récupération d’énergie annuelle pour une saison d’irrigation moyenne, sur la base des données de 2015, allant de 9 554,86 kWh à 43 992,15 kWh par PAT selon la fonction MER, avec des périodes de retour sur investissement comprises entre 12,92 ans à 3,01 ans pour la fonction MPP. L’analyse de sensibilité reproduit l’optimisation pour les années 2022 et 2023, montrant un potentiel de récupération d’énergie annuel pouvant atteindre 54 963,21 kWh et des périodes de retour sur investissement comprises entre 0,88 à 5,96 ans pour 2022.
Cette étude présente un cadre intégré et intelligent reliant l’eau et l’énergie, combinant la surveillance de l’eau via l’IoT, les énergies renouvelables hybrides (hydroélectricité, solaire, éolien) et l’optimisation basée sur l’IA. Les données des capteurs en temps réel permettent une gestion automatisée du réseau, tandis que l’analyse IA optimise les opérations et prédit les besoins de maintenance grâce à un système en boucle fermée.
La solution permet un échange d’énergie bidirectionnel, le système hybride complet (G þ H þ PV þ W) permettant de réduire les coûts de 41,5 % (831 000 €) et le LCOE de 57,2 % (0,0475 €/kWh). L’analyse financière confirme la viabilité du projet avec un TRI de 26,4 % et un retour sur investissement de 3,8 ans, tout en diminuant les émissions de CO2 de 160 476 kg/an. L’intégration progressive des énergies renouvelables améliore l’ensemble des indicateurs clés de performance (KPI), et réduit les dépenses d’exploitation de 89,9 % (7 156 €/an) grâce à l’optimisation des opérations. Les indicateurs doubles eau-énergie (fuites, pression, part renouvelable) garantissent une gestion équilibrée et durable du réseau.
Les innovations clés résident dans la synergie entre IoT et énergie, la maintenance prédictive basée sur l’IA, et l’efficacité circulaire des ressources. Ce cadre illustre comment des réseaux d’eau intelligents peuvent générer des bénéfices à la fois économiques et environnementaux, grâce à l’intégration des énergies renouvelables et à des solutions numériques avancées.
Résumé graphique illustrant le Nexus Eau-Énergie Intelligent. Source : travaux des auteurs.
Étude de cas en aquaculture existante, subdivisée en sites principal et secondaire. Source : travaux des auteurs.
Cette étude présente une nouvelle méthodologie de gestion hybride de l’énergie en aquaculture, visant à améliorer l’autosuffisance et à optimiser les flux de trésorerie liés au réseau.
La production d’énergie éolienne et solaire est modélisée à l’aide de courbes de performance calibrées pour les turbines et les données PVGIS, pour les panneaux photovoltaïques, avec une capacité de 120 kWc. Le système intègre également une petite centrale hydroélectrique de 250 kW et un four de séchage du bois utilisant l’énergie éolienne excédentaire.
L’étude réalise une comparaison entre HY4RES, un modèle de simulation orienté recherche, et HOMER Pro, un outil d’optimisation commercial, à travers plusieurs scénarios d’énergie hybride sur deux sites aquacoles.
Pour les configurations raccordées au réseau sur le site principal (cas de base, scénarios 1, 2 et 6), les deux modèles affichent une forte concordance en termes de bilan énergétique et de performances globales. Dans le scénario 1, une demande de puissance de pointe supérieure à 1 000 kW est observée dans les deux modèles, due à la charge du four à biomasse. Le scénario 2 montre une amélioration de 3,1 % de l’autosuffisance grâce à l’intégration de la production photovoltaïque, comme le rapporte HY4RES. Dans le scénario 3, hors réseau, HY4RES fournit une charge annuelle supplémentaire de 96 634 kWh par rapport à HOMER Pro. HOMER Pro indique en revanche un déficit électrique supérieur de 3,6 %, principalement en raison des pertes du système de stockage par batterie (BESS). Le scénario 4 donne des résultats de production comparables, HY4RES permettant toutefois une capacité de séchage du bois supérieure de 6 % grâce à l’énergie photovoltaïque. Le scénario 5, intégrant un BESS à grande échelle, révèle une demande non satisfaite de 4,7 % dans HY4RES, tandis que HOMER Pro couvre l’ensemble de la charge. Dans le scénario 6, les deux modèles présentent des profils de charge similaires ; néanmoins, HY4RES indique un taux d’autosuffisance inférieur de 1,3 % à celui du scénario 1. Sur le site secondaire, les résultats financiers sont très proches entre les deux modèles.
Par exemple, dans le cas de base, HY4RES prévoit un flux de trésorerie de 54 154 euros, tandis que Homer Pro estime ce flux à 55 532 euros. Le scénario 1 montre des résultats financiers quasiment identiques, et le scénario 2 met en évidence les capacités supérieures de modélisation BESS de HOMER Pro pendant les périodes de production hydroélectrique réduite.
En conclusion, HY4RES présente des performances solides dans tous les scénarios. Lorsqu’il est alimenté avec des paramètres d’entrée harmonisés, ses résultats de simulation sont cohérents avec ceux de HOMER Pro, ce qui confirme sa fiabilité pour la gestion hybride de l’énergie dans les applications aquacoles.
L’utilisation d’eau recyclée est essentielle pour prévenir la pollution liée aux rejets d’eaux usées et pour atténuer le déficit en eau auquel sont confrontés les districts d’irrigation ou d’autres utilisateurs d’eau non potable. Dans ce contexte, la stratégie de rejet zéro représente un véritable défi pour les villes côtières exposées à la pollution marine. Dans des régions comme l’arc méditerranéen, les zones agricoles proches de ces villes subissent de plus en plus des réduction sur les allocations d’eau ou une augmentation des besoins en irrigation, en raison des impacts du changement climatique.
Pour relever ce double défi, un système circulaire est proposé, reposant sur la mise en œuvre de technologies de traitement hybrides permettant un rejet zéro des eaux usées dans la mer. Cette approche pourrait fournir jusqu’à 30 hm³ d’eau recyclée par an pour l’irrigation, couvrant environ 27 000 hectares de terres agricoles dans la province d’Alicante.
Le système intègre des techniques avancées, comme l’osmose inverse, afin de garantir la qualité de l’eau d’irrigation, tout en prévoyant des stratégies de mélange partiel pour optimiser l’utilisation des ressources. Par ailleurs, des zones humides artificielles sont intégrées afin de réguler et de traiter les flux rejetés, minimisant ainsi leur impact environnemental.
Proposition de méthodologie pour la mise en œuvre de la stratégie de rejet zéro : (I) bilan hydrique, (II) définition de l’eau mélangée, (III) alimentation énergétique du système hybride, et (IV) stratégie de rejet zéro. Source : travaux des auteurs.
Cette stratégie combinée améliore l’efficacité de la réutilisation de l’eau, renforce la résilience agricole et offre un modèle durable pour la gestion des ressources en eau dans les régions côtières méditerranéennes.
La décentralisation croissante des systèmes énergétiques nécessite des cadres solides pour évaluer la faisabilité technique et économique des configurations hybrides renouvelables à l’échelle des communautés. Cette étude propose une méthodologie intégrée combinant indicateurs clés de performance (KPI), analyse de sensibilité et prise de décision multicritères pour évaluer les systèmes hybrides à Castanheira de Pera, une petite communauté du centre du Portugal.
Quatorze configurations (C1 à C14), intégrant hydroélectricité, énergie solaire photovoltaïque, énergie éolienne et stockage par batterie, ont été simulées à l’aide de HOMER Pro 3.16.2, PVsyst 8.0.16, Python 3.14.0 et Excel, dans des conditions hydrologiques humides et sèches. Un modèle de tampon hydraulique à commande par vanne a été appliqué pour optimiser le fonctionnement du stockage à court terme, augmentant la production d’énergie estivale de 52 à 88 % sans infrastructure supplémentaire. Parmi toutes les configurations, C8 a atteint la valeur actuelle nette la plus élevée (≈153 700 euros) et un taux de rendement interne (IRR) élevé, tout en maintenant un coût actualisé de l’électricité (LCOE) stable, d’environ 0,042 euro/kWh.
Schéma du déroulement méthodologique. Source : travaux des auteurs.
Les scénarios décisionnels comparatifs mettent en évidence les priorités distinctes des parties prenantes : les systèmes à stockage intensif (C14, C11) maximisent la sécurité énergétique, tandis que les systèmes hybrides à moyenne échelle (C8, C7) offrent de meilleures performances économiques. Globalement, les résultats confirment que l’hybridation améliore considérablement l’autonomie et la résilience énergétiques des communautés. Les travaux futurs devraient étendre ce cadre pour inclure des indicateurs environnementaux et sociaux, permettant ainsi une évaluation techno-socio-économique plus complète des systèmes hybrides renouvelables.
Étude de cas en aquaculture avec les interconnexions complexes source/demande (affichage optimisé des connexions en jaune et orange). Source : travaux des auteurs.
Un outil d’évaluation technico-économique et environnementale a été adapté à une étude de cas dans le secteur de la pêche. Le secteur, combiné à deux sources d’énergie renouvelable (éolien et hydroélectricité), a été analysé, et des analyses de sensibilité ont été réalisées pour intégrer d’autres énergies renouvelables dans un modèle d’optimisation spécialement développé, HY4RES-AHS.
Le modèle, utilisant une méthode évolutive, a abouti aux conclusions suivantes : le scénario 2 est le plus performant financièrement, avec le TRI le plus élevé (42 %), le délai de récupération le plus court (4 ans) et l’investissement le plus faible (14 500€), mais il représente des pertes d’énergie élevées (27,4 %) dues à une alimentation limitée du réseau (120 kW). Le scénario 4 est le plus durable, avec les SSR (97,8 %) et SCR (63,4 %) les plus élevés et les émissions réseau les plus faibles (12,83 t CO2 eq.), grâce à une puissance photovoltaïque de 600 kW et un usage important de la biomasse. Il affiche cependant la VAN la plus faible (2 241€) et le délai de récupération le plus long (25 ans).
Le scénario 3 offre le meilleur équilibre global, avec la VAN la plus élevée (741 293 €), un TRI solide (20 %), de faibles pertes d’énergie (2,8 %) et un SSR élevé (94 %). Les scénarios 5 et 7, qui interdisent l’alimentation du réseau, entraînents les pertes d’énergie les plus importantes (46,7 % et 48,4 %) et une faible durabilité. Le scénario 6 est financièrement solide (VAN de 602 280€), mais l’absence de biomasse et de biogaz réduit la résilience et l’autonomie du système.
En résumé, le scénario 2 est rentable, le scénario 4 est le plus durable et le scénario 3 offre un compromis entre performances financières et durabilité.
Cette étude évalue les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) et les réservoirs d’air comprimé (CAV) comme solutions complémentaires pour améliorer la résilience, la flexibilité et la durabilité des micro-réseaux.
Des unités BESS, allant de 5 à 400 kWh, ont été modélisées à l’aide d’un réseau neuronal autorégressif non linéaire avec entrées exogènes (NARX), obtenant une grande précision de prédiction de l’état de charge (SOC) avec un R² > 0,98 et un MSE aussi faible que 0,13 kWh². Des batteries plus importantes (400-800 kWh) ont permis de réduire efficacement les achats sur le réseau et de redistribuer l’énergie excédentaire, améliorant ainsi l’efficacité du système. Les CAV ont été testés en mode de stockage par pompage, atteignant un rendement de 33,9 à 57,1 % sous des conditions de 0,5 à 2 bars et de haute pression, offrant un stockage de longue durée avec une faible dégradation.
Représentation schématique d’un micro-réseau hybride intégrant plusieurs sources d’énergie en courant alternatif et continu. Source : travaux des auteurs.
Le stockage CAV induit par le coup de bélier a montré une capture fiable de la pression lorsque le nombre de Reynolds était ≤ 75 000 et le rapport de fraction volumique (VFR) > 11 %, avec un prototype atteignant 6 142 kW et 170 kWh à 50 % du volume d’air. Les CAV se sont révélés modulaires, évolutifs et robustes sur le plan environnemental, adaptés à la gestion de l’énergie et de l’eau, et offrent des avantages stratégiques lorsqu’ils sont combinés aux BESS pour équilibrer l’intermittence des énergies renouvelables.
L’apprentissage automatique et la modélisation hydraulique permettent un contrôle intelligent et une répartition adaptative. Combinées, ces technologies rendent possible la création de micro-réseaux prêts pour l’avenir, en accord avec les objectifs de durabilité et de stabilité du réseau.
Vue par drone du système hybride d’énergie renouvelable HY4RES à la ferme Las Catalinas, Andalousie, Espagne, mettant en évidence le réservoir et les panneaux solaires. Source : projet HY4RES.
Cette thèse explore le stockage hydroélectrique par pompage (PHS) et son intégration dans les solutions énergétiques hybrides (HES). Elle présente les résultats expérimentaux et de simulation relatifs aux performances du processus de stockage par pompage.
Un nouveau modèle algorithmique, HY4RES, a été conçu pour simuler et optimiser les solutions HES intégrant le PHS, en utilisant Excel-Solver ou Python dans des applications liées au nexus eau-énergie.
Le modèle a été appliqué à des études à grande et petite échelle, permettant d’analyser la performance technique et économique des systèmes hybrides dans divers contextes.
La première étude de cas, un système d’irrigation, analyse différentes méthodes d’optimisation pour trois scénarios combinant sources renouvelables et systèmes de stockage. L’ampleur des besoins en eau pour l’irrigation a fortement influencé la flexibilité des résultats du système tout au long de la saison. La comparaison avec une analyse parallèle dans le logiciel commercial HOMER met en évidence l’importance de concevoir des modèles capables d’évaluer à la fois les demandes en énergie et en eau.
La deuxième étude de cas, centrée sur une petite communauté énergétique, explore les performances du modèle face à une demande de charge variable, dans des scénarios autonomes et connectés au réseau. Comme le profil de charge est plus élevé en hiver, lorsque l’énergie solaire est minimale, le scénario connecté au réseau avec production éolienne est le plus intéressant économiquement, avec seulement 8,3 % de dépendance au réseau. En revanche, le scénario autonome combinant solaire, éolien et stockage hydroélectrique par pompate (PHS) constitue une solution hors réseau fiable et durable. Le modèle HY4RES a ainsi démontré sa capacité à analyser de manière rigoureuse les aspects techniques et économiques des solutions hybrides dans le domaine du nexus eau-énergie.
Les systèmes hybrides d’énergie renouvelable permettent d’améliorer l’autosuffisance tout en réduisant la pression sur le réseau. Ce projet se concentre sur une étude de cas en aquaculture en Irlande, dans le cadre du projet HY4RES. Le système comprend une charge flexible, une petite centrale hydroélectrique et une éolienne. La question est de savoir comment améliorer le système tant sur le plan économique que pour réduire les émissions de CO₂.
Pour valider l’approche de simulation du modèle HY4RES, ses performances ont été comparées à celles de HOMER Pro.
Par la suite, HY4RES V2, un outil technico-économique basé sur Excel et adapté à cette étude de cas, a été développé. Une optimisation des différents sites ainsi qu’une analyse de sensibilité ont été réalisées à l’aide de HY4RES V2.
Site pilote aquacole HY4RES, hébergé par Island Seafoods à Killybegs, Irlande. Source : projet HY4RES.
Les résultats montrent une bonne concordance entre les deux modèles — HY4RES et HOMER Pro — pour les scénarios raccordés au réseau. L’optimisation du site principal avec la méthode évolutive donne une valeur actuelle nette (VAN) de 957,85 AC et un délai de récupération de 23,22 ans pour un système photovoltaïque de 8 kWc. L’analyse de sensibilité révèle un impact important d’une augmentation de 10 % du coût d’investissement photovoltaïque, conduisant à une VAN négative de −396 AC, tandis que les autres analyses produisent des valeurs de VAN positives. Le site secondaire et le site combiné sont bien équilibrés et ne permettent aucune optimisation. L’optimisation de l’autosuffisance à 99 % permet une réduction des émissions de 77 % pour le site combiné, mais entraîne également une VAN négative de −4 562 928 AC.
En se basant sur les scénarios optimaux en termes de VAN, il apparaît clairement que le site combiné offre de meilleurs performance an matière de réduction des émissions et d’indépendance vis-à-vis du réseau, tandis que les sites individuels restent plus avantageux sur le plan économique.
Système hybride modulaire d’énergie renouvelable installé au port d’Avilés, Espagne, montrant les turbines hydrocinétiques et l’unité container. Source : projet HY4RES.
Cette thèse examine la mise en œuvre d’un module hybride d’énergie renouvelable au port d’Avilés, conçu pour répondre aux besoins énergétiques de certaines infrastructures portuaires grâce à l’intégration de sources solaires, éoliennes et hydrocinétiques.
La conception initiale du système inclut une solution de stockage par pompe-turbine, tandis que des simulations supplémentaires ont été réalisées en utilisant un stockage par batterie afin d’élargir l’analyse.
Pour évaluer les performances dans des conditions variables, un outil de gestion et d’optimisation énergétique basé sur Excel a été développé, permettant d’analyser quatre scénarios opérationnels et six configurations.
Deux études de cas ont été menées : la première a porté sur un module hybride unique gérant l’ensemble de la demande, comparant le stockage par pompe-turbine et par batterie pour identifier la configuration la plus efficace ; la seconde a examiné le déploiement de plusieurs modules hybrides fonctionnant en parallèle, chacun doté d’un profil de demande individuel, avec une comparaison entre les stratégies de stockage centralisé et distribué.
Les résultats montrent que, compte tenu de la demande énergétique relativement faible et de la capacité de production limitée du système, le module hybride unique équipé de batteries comme solution de stockage constitue la configuration la plus viable, atteignant une couverture énergétique de 89,90 %. L’analyse financière a également révélé un résultat positif, avec un taux de rendement interne de 10,88 %, confirmant la faisabilité du module tant sur le plan technique qu’économique. Ces conclusions mettent en évidence le potentiel des systèmes hybrides renouvelables à petite échelle, soutenus par le stockage par batterie, pour contribuer de manière significative à la décarbonisation des opérations portuaires et au développement d’infrastructures durables.
Cette étude réalise une évaluation technico-économique préliminaire d’un système hybride d’énergie renouvelable à Moinho do Salto, situé sur la rivière Sousa au Portugal.
Elle se concentre sur l’optimisation de l’intégration de la micro-hydroélectricité avec des technologies complémentaires — photovoltaïque, éolien et stockage par batterie — afin de répondre à la demande énergétique de cinq scénarios de consommation différents, comprenant des logements résidentiels, un restaurant et une église.
En appliquant des méthodes d’analyse des données et d’évaluation financière telles que le LCOE et la VAN, le projet vise à identifier les configurations les plus efficaces et économiquement viables, maximisant l’autosuffisance tout en minimisant les pertes d’énergie.
Ancien moulin à Senhora do Salto, Portugal (Moinho do Salto). Source : projet HY4RES.
Outre les indicateurs techniques et économiques, l’étude inclue également une analyse des émissions de CO₂ afin d’évaluer les bénéfices environnementaux de chaque scénario.
Cette recherche reflète une approche multidisciplinaire visant à proposer des solutions durables et innovantes, équilibrant performances techniques, faisabilité économique et impact sur la communauté, et offrant ainsi des informations précieuses pour la mise en œuvre décentralisée des énergies renouvelables en milieu rural.
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