La production d hydrogène : un moyen de stockage de l énergie

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1 La production d hydrogène : un moyen de stockage de l énergie Philippe BOUCLY Conseiller Spécial à GRTgaz CHERBOURG 1 er Vice Président de l AFHYPAC 26 Mars

2 GRTgaz dispose du plus long réseau de transport en Europe Réseau: km Réseau principal : km Réseau régional : km 26 Stations de compression 565 MW 4475 postes de livraison pour les clients distributeurs pour les clients industriels 636,6 TWh de gaz transportés en 2013 Points d Entrée - Sortie Ventes 1,695 MEUR EBITDA : 963 MEUR Investissements : 777 MEUR employés 110 clients expéditeurs (shippers) 786 Clients industriels raccordés Incluant 12 centrales à cycle combiné 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 *Données à fin

3 Puissance [MW] Modélisation de l équilibre offre/demande heure par heure Simulation de la variabilité (éolien, PV, demande) sur la base de données historiques Surplus de production Nucléaire+Fatale Manque de production Nucléaire+Fatale (production assurée par d autres moyens de production) Production totale Nucléaire + Fatale Consommation intérieure Eolien Solaire Nucléaire 0 Hydraulique au Fil de l eau Jour 1 Jour 2 Jour 3 3 Source: Modélisation et Analyses E-CUBE Strategy Consultants

4 Différentes solutions peuvent être envisagées pour gérer ces futurs surplus de production 1 Délestage des surplus La production fatale intermittente en surplus peut être délestée Cela constitue néanmoins une perte d énergie «décarbonée» «STOCKAGE» 5 Modulation de la consommation 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 Gestion des surplus de production Stockage «interne» au système électrique 2 Stockage de l électricité en surplus puis restitution de cette électricité stockée sur le système électrique (STEP 1), CAES 2), Batteries électrochimiques) 4 Exportations Production d hydrogène 3 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) 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 4

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 ESTIMATION DU VOLUME DE SURPLUS «ABSORBE» PAR ELECTROLYSE DE L EAU [TWH] ~ 15 TWh ~ 15 TWh ~ 75 TWh ~ 15 TWh ~ 5 TWh ~ 25 TWh Surplus de production maximal théorique Stockage STEP 1) Exports 2) Part du surplus assuré par d autres moyens de stockage que l électrolyse Surplus délesté Surplus ~25 "absorbé" TWh par électrolyse 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 % ENR de l agence fédérale allemande) et français et en analysant les périodes durant lesquelles les surplus de production sont synchrones 5

6 Surplus de production [en TWh] 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 Occurrence des surplus [en #/an] - échelle de droite Volume de surplus [en TWh] - échelle de gauche ~80% des surplus (en volume) proviennent de périodes de surplus de longue durée (12h consécutives ou plus) 0 < 12h 12 à 24h 1 à 2 jours Durée des périodes de surplus [en nombre d heures ou de jours consécutifs de surplus de production] à 3 jours 26 3 j à 1 semaine Source: Modélisation et Analyses E-CUBE Strategy Consultants

7 Par ses caractéristiques, l hydrogène semble aujourd hui la technologie la plus adaptée aux stockages de longue durée Mois Hydrogène (stockage puis utilisation en PAC ou turbine à combustion H2 ) Injection d hydrogène dans le réseau GN Constante de temps 4) Jour Heure Minute Seconde Batteries électrochimiques pour stockage de masse (NaS, Li-Ion, Redox) Super-condensateurs / Volants d inertie / SMES STEP 2) Stockage d air comprimé STEP : Station de transfert d électricité par pompage 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) 1 kwh 10 kwh 1 MWh 100 MWh 1 GWh <10 GWh Capacité énergétique 7 Source: EPRI, Analyse E-CUBE Strategy Consultants

8 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 VAN 20ans D UN PROJET «POWER-TO-GAS» AVEC INJECTION D HYDROGENE AU RESEAU DE GAZ NATUREL [M ] 6,2 2,1 2,2 Valorisation 6,2 Valeur de OPEX (hors CAPEX VAN 20 ans de CO2 évité TURPE) substitution au méthane 0,5 4,8 TRI 10 % 0,9 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 /MWh pcs Prix de la tonne de CO2 : 50 /tco2 0,9 Durée de vie de l électrolyseur : 20 ans Taux d actualisation : 8% Inflation : 2% 1) Hypothèse de CAPEX long-terme d un électrolyseur alcalin NREL ) 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) 8 8 Source: NREL, Rapport des groupes de travail HyFrance, Roads2Hycom, Analyse E-CUBE Strategy Consultants

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 Temps H 2 O O 2 CO 2 Chaleur H 2 O 100 MWh Power Electrolyse H 2 CH Méthanation 4 η = 68% 54 MWh 100 MWh Power H 2 O η = 70 à 80% Electrolyse O 2 H 2 79 MWh Injection de H2 à coût faible Développement de H2 et/ou méthanation en fonction de la roadmap technologique Recours à la méthanation vraisemblable % vol. H2 évacué par le réseau 9

10 Réseaux chaleur Le réseau, composante majeure d un système énergétique global Réseaux gaz naturel Carbone CH4 r Méthanation Electricité d origine «renouvelable» H2 Electrolyse Réseaux électricité 10

11 Schéma fonctionnel d un pilote «injection H2» Réseau électrique 02 Industriel H2 Industriel Automatisme P2G Automatisme pilotage Automatisme pilotage Source Transformation SOURCE ENR Transformation Elec Electrolyseur Compression Stockage PRODUCTION H2 Mélangeur Tampon MELANGE GN/H2 Poste d injection - Analyse - Comptage - Régulation - INJECTION Eau (fourniture traitement amont et aval) 11 Sources: CI - Frédéric SEVE

12 12 Je vous remercie pour votre attention

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