la production d’hydrogène : un moyen de stockage de … · 2) ordre de grandeur du nomre...
TRANSCRIPT
1
La production d’hydrogène :
un moyen de stockage de l’énergie
Philippe BOUCLY
Conseiller Spécial à GRTgaz CHERBOURG
1er Vice Président de l’AFHYPAC 26 Mars 2014
2
Points d’Entrée - Sortie Réseau: 32 056 km • Réseau principal : 8 106 km
• Réseau régional : 23 950 km
26 Stations de compression – 565 MW
4475 postes de livraison • 3 421 pour les clients distributeurs
• 1 054 pour les clients industriels
636,6 TWh de gaz transportés en 2013
Ventes 1,695 MEUR
EBITDA : 963 MEUR
Investissements : 777 MEUR
2 988 employés
110 clients expéditeurs (shippers)
786 Clients industriels raccordés • Incluant 12 centrales à cycle combiné
*Données à fin 2013
Depuis juin 2011, les actionnaires sont GDF SUEZ 75%, “Société d’infrastructures gazières” (Caisse des dépôts) 25%
Certification ITO : Décision CRE du 26 Janvier 2012
GRTgaz dispose du plus long réseau de transport en Europe
3
Modélisation de l’équilibre offre/demande heure par heure
Source: Modélisation et Analyses E-CUBE Strategy Consultants
Simulation de la variabilité (éolien, PV, demande) sur la base de données historiques
10.000
0
80.000
70.000
60.000
50.000
20.000
30.000
40.000
Pu
issa
nce
[M
W]
Jour 1 Jour 2 Jour 3
Hydraulique au Fil de l’eau
Nucléaire
Solaire Eolien
Production totale Nucléaire + Fatale
Consommation intérieure
Surplus de production Nucléaire+Fatale
Manque de production Nucléaire+Fatale (production assurée par d’autres moyens de production)
4
Différentes solutions peuvent être envisagées pour gérer ces futurs surplus de
production
Gestion des surplus de production
Stockage « interne » au système électrique 2 Modulation de la consommation 5
Délestage des surplus 1
Production d’hydrogène 3 Exportations 4
La production fatale intermittente en surplus peut être délestée
Cela constitue néanmoins une perte d’énergie « décarbonée »
Stockage de l’électricité en surplus puis restitution de cette électricité stockée sur le système électrique (STEP 1), CAES2), Batteries électrochimiques)
Production d’hydrogène à partir du surplus électrique (via des électrolyseurs)
Consommation en substitution du méthane ou en H2 « matière »
Retour au système électrique possible via Pile à combustible
Les surplus de production du système électrique nationale peuvent être exportés pour répondre à la demande des pays voisins (si eux-mêmes ne sont pas en situation de surproduction)
Certains processus industriels peuvent augmenter momentanément leur consommation en cas de besoin.
Néanmoins, cette solution est envisageable pour des surplus de courte durée (qlqs heures) mais n’est pas compatible avec des surplus de plusieurs jours
« STOCKAGE »
5
A l’horizon 2050, nos modélisations montrent que l’électrolyse pourrait
assurer la gestion d’environ 25 TWh /an de surplus de production
du système électrique français
Surplus "absorbé" par électrolyse
~25 TWh Surplus délesté
~ 5 TWh
Part du surplus assuré par d’autres moyens de stockage que l’électrolyse
~ 15 TWh
Exports 2)
~ 15 TWh
Stockage STEP 1)
~ 15 TWh
Surplus de production maximal théorique
~ 75 TWh
ESTIMATION DU VOLUME DE SURPLUS « ABSORBE » PAR ELECTROLYSE DE L’EAU [TWH]
1) Hypothèses : 8,5 GW de capacité STEP (fondé sur le potentiel techniquement accessible en France, d’après le ministère de l’énergie) 2) Les modélisations conjointes des systèmes électriques français et allemand montrent que la possibilité d’export serait possible seulement 20% du
temps. Ce résultat a été obtenu en modélisant l’équilibre offre/demande sur les systèmes électriques allemand (sur la base du scénario 2050 100% ENR de l’agence fédérale allemande) et français et en analysant les périodes durant lesquelles les surplus de production sont synchrones
~ 25 TWh
6
80% des surplus de production proviennent de périodes de longue durée
CARACTERISATION DES PERIODES DE SURPLUS DE PRODUCTION EN FONCTION DE LA DUREE DE LA PERIODE
Durée des périodes de surplus [en nombre d’heures ou de jours consécutifs de surplus de production]
15
11 10
26
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
0
50
100
150
200
250
300
3 j à 1 semaine 2 à 3 jours 1 à 2 jours 12 à 24h
13
< 12h
Volume de surplus [en TWh] - échelle de gauche Occurrence des surplus [en #/an] - échelle de droite
Surp
lus
de
pro
du
ctio
n [e
n T
Wh
]
~80% des surplus (en volume) proviennent de périodes de surplus de longue durée (12h consécutives ou plus)
Source: Modélisation et Analyses E-CUBE Strategy Consultants
Hydrogène (stockage puis utilisation en PAC ou turbine à combustion H2 )
STEP 2)
7
Par ses caractéristiques, l’hydrogène semble aujourd’hui la technologie la plus
adaptée aux stockages de longue durée
Batteries électrochimiques pour stockage de masse (NaS, Li-Ion, Redox)
1 kWh 10 kWh 1 MWh 100 MWh 1 GWh <10 GWh
Capacité énergétique
Stockage d’air comprimé
Injection d’hydrogène dans le réseau GN
Les seules techniques existantes adaptées à des stockages d’une durée de ~1 journée sont la production d’hydrogène, les STEP (et dans
une moindre mesure le CAES), mais seule l’hydrogène permet des stockages de longue
durée (>1 jour) Minute
Heure
Jour
Mois
Co
nst
ante
de
tem
ps
4)
Super-condensateurs / Volants d’inertie / SMES
Seconde
STEP : Station de transfert d’électricité par pompage
Source: EPRI, Analyse E-CUBE Strategy Consultants
2,1 2,2
0,5
4,8
8
8
6,2 VAN20 ans
0,9
CAPEX Valeur de CO2 évité
Valorisation de substitution au méthane
VAN20ans D’UN PROJET « POWER-TO-GAS » AVEC INJECTION D’HYDROGENE AU RESEAU DE GAZ NATUREL [M€]
Capacité électrolyseur : 10 MWe (soit ~2250 Nm3/h)
CAPEX Electrolyseur : 300 €/kW 1)
Efficacité : 4,4 KWh/Nm3
Prix de l’électricité consommée : 2€/MWh
CAPEX Poste d’injection : 410 k€
Ingénierie/installation : 23% des capex
L’installation d’électrolyse ne paie pas le TURPE
Nombre d’heures de fonctionnement par an à Puissance
nominale : 2500 h 2)
Prix de vente du MWh H2 : 25 €/MWhpcs
Prix de la tonne de CO2 : 50 €/tCO2
Durée de vie de l’électrolyseur : 20 ans
Taux d’actualisation : 8%
Inflation : 2%
Source: NREL, Rapport des groupes de travail HyFrance, Roads2Hycom, Analyse E-CUBE Strategy Consultants
1) Hypothèse de CAPEX long-terme d’un électrolyseur alcalin – NREL 2011 2) Ordre de grandeur du nombre d’heures de surplus de production annuel capté par électrolyse (selon les modélisations du
système électrique réalisées à horizon 2050)
TRI 10 %
Avec des hypothèses favorables mais réalistes, la production d’H2 par
électrolyse puis son injection dans le réseau de gaz naturel serait
une activité rentable
OPEX (hors TURPE)
6,2
0,9
L’injection d’H2 dans le réseau de gaz naturel est
acceptable jusqu’à 6% aujourd’hui, au-delà le recours à la
méthanation est envisagé
9
0 5 10 15 20 25 30 % vol. H2 évacué par
le réseau
Te
mp
s
Injection de H2 à coût faible
Développement de H2 et/ou méthanation en fonction de la roadmap technologique
Recours à la méthanation vraisemblable
Electrolyse Méthanation Power
H2O
H2 CH4
O2 CO2 H2O Chaleur
η = 68%
Electrolyse Power
H2O
H2
O2
η = 70 à 80%
54 MWh 100 MWh
79 MWh 100
MWh
10
Ré
seau
x ch
ale
ur
Electrolyse
Méthanation
Carbone CH4
H2
Electricité d’origine « renouvelable »
Réseaux électricité
Réseaux gaz naturel
Le réseau, composante majeure d’un système énergétique global
r
Schéma fonctionnel d’un pilote
« injection H2 »
11 Sources: CI - Frédéric SEVE
Réseau
électrique
SOURCE ENR
PRODUCTION H2
Electrolyseur Compression Stockage
INJECTION
Poste
d’injection - Analyse
- Comptage
- Régulation
- …
MELANGE
GN/H2
H2
Industriel
02
Industriel
Automatisme
pilotage Automatisme
pilotage
Automatisme P2G
Transformation
Elec
Mélangeur
Tampon
Source
Transformation
Eau
(fourniture – traitement
amont et aval)