Pour optimiser scientifiquement la configuration de la capacité du système d'approvisionnement en énergie couplant éolien, solaire, gaz naturel et stockage thermique, tout en tenant compte de la rentabilité du projet et de l'intégration efficace des nouvelles énergies, une étude a été menée sur un projet pilote multi-énergies dans une station de traitement de gaz naturel d'un champ pétrolier. En l'absence d'injection d'électricité excédentaire sur le réseau, une étude d'optimisation multi-objectifs a été réalisée via la construction de modèles économiques de production, de consommation et de cycle de vie. Tout d'abord, une estimation des investissements et un modèle mathématique ont été établis, visant à minimiser le coût par kWh, avec un taux de rentabilité interne supérieur à 5% et un taux de rejet d'électricité inférieur à 10%, comparant l'économie et le taux d'intégration de deux modes de stockage; ensuite, la priorité de configuration a été déterminée selon un principe économique pour comparer éolien, solaire, gaz et stockage thermique; enfin, une analyse de sensibilité a identifié les facteurs clés affectant la rentabilité du projet. L'étude montre que le système devrait adopter un mode d'intégration "stockage thermique d'abord, stockage électrique ensuite", en priorisant l'énergie éolienne, puis photovoltaïque. La méthode et le processus d'optimisation de la capacité du système d'approvisionnement couplant éolien, solaire, gaz et stockage thermique développés ici comblent les lacunes des recherches existantes sur les systèmes multi-énergies, offrant un soutien technique à la conversion électrique des sites pétroliers et à la mise en œuvre de projets multi-énergies, tout en fournissant une voie pratique reproductible pour l'intégration profonde du pétrole, du gaz et des nouvelles énergies en faveur de la transition verte et bas carbone.

Complémentarité multi-énergies;Parc éolien;Centrale photovoltaïque;Stockage électrochimique;Fourneau de stockage électrique thermique