P2G par électrolyse une solution de stockage flexible , Powertage, Zurich Dirk Schönberger, Siemens SA, PD LD HY

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1 P2G par électrolyse une solution de stockage flexible, Powertage, Zurich Dirk Schönberger, Siemens SA, Public Siemens AG 2016 siemens.com/hydrogen-electrolyzer

2 La «transition énergétique» et l intégration des énergies renouvelables... sont des défis pour le secteur de l énergie GWh 2) Parc éolien offshore de Nysted, 72 unités de 2,3 MW, 165,6 MW Production d électricité et courbes de charge Restrictions 1) Source : UT Berlin, Prof. Erdmann, extrapolation pour ) EnBW (Münch) lors de la réunion stratégique du ministère allemand de l environnement (BMU), le ) Demande totale en Allemagne en 2011 : GWh Le futur scénario énergétique optimisé en matière de CO 2 exigera des solutions intelligentes. Page 2

3 L hydrogène permet le stockage des énergies renouvelables à grande échelle Principes clés SILYZER 200 / Methane Le stockage à grande échelle est uniquement réalisable par pompageturbinage, par air comprimé (CAES) et au moyen de supports chimiques tels que l hydrogène et le méthane. Le potentiel d extension des capacités de pompage-turbinage est très limité. De nombreuses branches industrielles majeures utilisent l hydrogène en guise de gaz réducteur ou protecteur, ou bien en guise d intrant dans des processus de synthèse. La production d hydrogène sur site représente une alternative prometteuse à l approvisionnement par poids lourds. Page 3

4 Technologie d électrolyseur PEM ouvrir de nouvelles voies pour l excédent d énergie Page 4

5 Principe de l électrolyse PEM Real Wind data Extrêmement dynamique : comparatif de la puissance visée et réelle 200% P soll, P ist 150% 100% 50% Page 5 0% Psoll Pist Heures Betriebsstunden fonctionnement

6 Les systèmes MW sont adaptés aux applications actuelles et à venir SILYZER 200 Puissance de pile nominale Temps de démarrage (en pause) Pression de sortie 1,25 MW, évolutif 10 s jusqu à 35 bars Pureté H 2 99,9% Dimension unité / poids Durée de vie prévue Production de H 2 6,3 x 3,1 x 3,0 m / 18 t > h 225 Nm 3 / h ; ~20 kg/h Électrolyseur à base d eau : pas de potasse caustique, pas de problèmes environnementaux Pilotable à distance Cycles de charge de 0% à 160% sans vieillissement notable Page 6 Pas d injection de gaz inerte, pas de courant de protection, pas de préchauffage La pile est sans entretien sur toute la durée de vie Conception industrielle robuste, pas de zones EX nécessaires

7 Interfaces techniques Échappement d oxygène Eau d alimentation Échappement d hydrogène ~ 1,5 l/ Nm³ Concentration et condensation < 0,5 l/ Nm³ SILYZER C05 C06 C07 C08 Traitement de l eau C09 Unité de refroidissement 350 kw C10 Oxygène 99,9% ~ 112 Nm³/h max. 35 bars Moyenne tension 400 V Commutateur Distribution électrique C01 C02 Transformateur Moyenne tension Redresseur Électrolyseur SILYZER C11 Hydrogène 99,9% ~ 225 Nm³/h max. 35 bars 400 V Air Comprimé ASI 5 bars C03 C04 SIMATIC PCS S7 Unité de contrôle C12 Interface de contrôle IEC Service à distance Page 7

8 Parc énergétique de Mayence étendue du projet Étendue et éléments clés du projet Développement d une installation décentralisée de stockage d énergie sous forme d hydrogène Emplacement : Mayence-Hechtsheim Connecté à un parc éolien de 10 MW Électrolyseur de 6 MW crête (3 piles) Nouveau compresseur de gaz humide ionique Stockage de 1000 kg (33 MWh) Objectif de production annuelle de 200 tonnes Injection dans le réseau de gaz local Station de chargement de camions multi-usages Financement : ~50% (BMWi) Calendrier : 4 ans ( ) Page 8

9 Parc énergétique de Mayence champ d approvisionnement Installations de stockage et de gestion d hydrogène Page 9

10 Parc énergétique de Mayence Page 10

11 Parc énergétique de Mayence Système d électrolyseur Page 11

12 Parc énergétique de Mayence Station de chargement de H 2 pour camions Possibilité de charger deux camions en parallèle Procédé de remplissage d hydrogène entièrement automatisé Pression de stockage de 200 bars Temps de remplissage d une remorque env. 3 h Page 12

13 Énergie Prix de l électricité Parc énergétique de Mayence Situation en avril 2016 Première expérience d exploitation En fonctionnement depuis juillet 2015 Approvisionnement en électricité via le marché EPEX Spot Puissance d électrolyse ~1 200 MWh d électricité consommée ~75 camions chargés (250 kg par camion) Les objectifs dynamiques et de consommation sont atteints (permet le contrôle secondaire et principal des services d alimentation) Production de H 2 Pas de panne critique Énergie Prix de l électricité Page 13

14 Production d hydrogène [Nm³/h] Efficacité du système AC (HHV) Parc énergétique de Mayence Situation en avril 2016 Première expérience d exploitation Premiers résultats Évaluation de l efficacité incluant : Production de H 2 120% 100% - l électrolyseur - la compression - le refroidissement - la purification Efficacité 80% 60% 40% au regard des achats totaux d électricité et de la production de H 2 mesurée Puissance nominale Puissanc e de crête 20% 0% Électricité achetée Parc énergétique de Mayence [kw] Page 14

15 La plate-forme ESI * de l institut Paul Scherrer inclut un SILYZER 100 Caractéristiques clés du SILYZER 100 Puissance nominale du système : 100 kw, puissance de crête : 300 kw (entrée de la pile électrique) H 2 et O 2 sont produits avec une pression de sortie de 50 bars Le conteneur est un système «autonome» embarquant alimentation et purification de l eau Source : Institut Paul Scherrer Page 15 * Plate-forme Energy System Integration

16 Windgas Haßfurt GmbH SILYZER 200 pour le modèle économique «Windgas» Objectifs : Le client Windgas Hassfurt GmbH (Stadtwerk Hassfurt & Greenpeace Energy) souhaite intégrer des énergies renouvelables fluctuantes à son réseau de gaz et d électricité. Fournir des services de réseau (mécanismes d équilibrage). L acheteur par certificat de l hydrogène vert est Greenpeace Energy, qui veut approvisionner ses clients en «Windgas». 0,4 ct/kwh de supplément «vert» Aspects liés à la technique et à la production : Livraison d un électrolyseur 1,25 MW (1 pile) incl. systèmes d infrastructure prévue en juillet Stockage de 50 Nm3 avec 1500 m³ à 30 bars. (4500 kwh) Extension planifiée, par exemple pour une station de ravitaillement en hydrogène Page 16

17 Énergie Exemples d utilisation des services de réseau Défi Énergie renouvelable à grande échelle Production imprévisible Centrales éoliennes Centrales solaires Domaine d application Réserve d énergie (jours) Énergie Décalage temporel (heures) Énergie Stabilité du réseau Énergie Production imprévisible des énergies renouvelables Surcharge Sous-charge Charge Renfort (min.) Énergie Semaine 0:00 24:00 Qualité de l électricité (ms., sec.) Courant / Tension Temps Production décentralisée Les consommateurs deviennent producteurs Nombreuses petites installations d énergies renouvelables Mix entre auto-approvisionnement et acquisition Page 17 0 min. 15 min. 30 min. Courant Tension Conventionnel Solaire / éolien sec. Sortie lissée Consommation

18 Les applications prioritaires pour le Power to Gas dépendront également des prix de référence du marché Coûts d électricité élevés Faible nombre d heures de fonctionnement CAPEX élevé /kg Coût classique de production de H 2 sur site par électrolyse 7,0 /kg (8 ct/kwh) 4 Coûts d électricité 3 réduits Nombre élevé d heures 2 de fonctionnement CAPEX réduit ct/kwh 2 ct/kwh Mélange H 2 et GN 6 ct/kwh 3 ct/kwh Réélectrification grande CCGT 1,2 /l 0,5 /l Réélectrification petit moteur H 2 pour la mobilité Industrie 4,0 /kg (5 ct/kwh) Principaux leviers Prix du gaz Prix du gaz Prix du diesel Distance de transport, pureté Page 18

19 «L eau sera le charbon du futur. L énergie de demain sera de l eau dissociée grâce à l électricité» Source NEL Hydrogen Page 19

20 Recommandations pour les conditions-cadres politiques Pour un lancement réussi sur le marché [ ], une clarification juridique de la situation du Powerto-Gas en tant que consommateur non final est indispensable. [ ] on peut conclure à une dispense du prélèvement EEG, des taxes d acheminement, de la taxe sur l électricité, des redevances de concession, du prélèvement 19, du prélèvement offshore ainsi que du prélèvement de cogénération [ ] Il convient [ ] d élaborer des instruments de lancement sur le marché, limités dans le temps et en volume, afin de permettre un fonctionnement économique des installations Power-to-Gas durant la phase d essai et de lancement [ ] Le recours à de l «hydrogène vert» dans les processus industriels (p. ex. le processus de raffinage) doit être valorisé davantage. (p. ex. par une reconnaissance accrue au titre de la part des biocarburants ou un relèvement des prix des certificats de CO 2 ) Le Power-to-Gas doit [ ] être intégré dans les réglementations techniques existantes pour l infrastructure de gaz naturel [ ] Page 20

21 Merci! Réseaux en îlot/ Microgrids Dirk Schönberger Siemens SA S Sécurité du transport Process Industries and Drives Large Drives Hydrogen Solutions Intégration d énergies renouvelables Production d électricité Régulation de fréquence Gestion des surcharges Günther-Scharowsky-Str Erlangen, Allemagne dirk.schoenberger@siemens.com siemens.com/hydrogen-electrolyzer Qualité de l électricité Page 21