Power to Gas NOT back to Power. Présentation ATEE Ouest 9 avril 2013

Power to Gas NOT back to Power Présentation ATEE Ouest 9 avril 2013

«Power to H 2 to CH 4 to Gas» Le «Power to Gas» devrait devenir une réalité sur le marché à un horizon de 5 à 10 ans en bénéficiant de l évolution structurelle de la production intermittente de l électricité à partir d EnR et de l arrivée à maturité de nouvelles technologies d électrolyseur. Power to H 2 Power to CH 4 2

Le «Business Concept» du P2G Tirer parti des séquences de prix bas d électricité sur les marchés, engendrées par des surproductions intermittentes d électricité à faible coût marginal, pour produire des gaz combustibles (hydrogène ou méthane de synthèse) facilement stockables et transportables dans les infrastructures existantes de gaz naturel. 4 atouts différentiant Possibilité de stocker de très grandes quantités d énergie sur de très longues périodes (jusqu à plusieurs mois). Possibilité de transporter l énergie produite en utilisant les réseaux de gaz naturel. Accès à un marché très étendu d applications, dont la production d électricité, et donc une possibilité d arbitrage créatrice de valeur. Accès des infrastructures existantes (en partie amorties) de transport et de stockage, capables d absorber à faible coût des productions intermittentes et variables, offrant des coûts d acheminement très compétitifs. 3

La structure du mix énergétique se modifie Un MIX énergétique en pleine mutation/transition développement des EnR intermittentes à faible coût marginal (vent, soleil, marée, ) accroissement des productions distribuées apparition de nouveaux usages de l électricité Une intermittence croissante qui entraine des besoins accrus de flexibilité contraintes croissantes sur l équilibre entre l offre et la demande / risques sur la stabilité du système / rentabilité des investissements o o o o améliorer la flexibilité de la consommation améliorer la flexibilité et la prévisibilité de la production développer les réseaux développer le stockage d énergie à la fois consommateur et producteur flexible d énergie Une réduction nécessaire des émissions de CO 2 réduire les consommations en améliorant l efficacité énergétique couvrir partiellement les besoins de pointe par des surproductions stockées d énergie décarbonée remplacer une fraction des énergies fossiles par des hydrocarbures «renouvelables» échanger du carbone «stocké» contre du carbone «non extrait» 4

L intermittence est le produit de la variabilité par l incertitude, corrigé de la flexibilité Type de producteur/consommateur variabilité incertitude flexibilité Production EnR (éolien, PV, ) Production hydraulique Production conventionnelle (thermique à flamme : OCGT, CCGT, charbon) Nucléaire Consommateurs industriels Consommateurs domestiques et tertiaires / hydraulicité maintenance programmée maintenance programmée / heure, nuit/jour semaine/weekend production heure, nuit/jour semaine/weekend pannes arrêts fortuits pour pannes arrêts fortuits pour pannes / méteo / haute chute / fil de l eau / gaz / charbon 5 / management de la demande / management de la demande

Le stockage d électricité en réponse au besoin croissant de flexibilité 6

mais l électricité n est pas stockable directement L électricité, non stockable directement, doit d abord être transformée dans une autre forme d énergie énergie potentielle dans les stations de transfert d énergie par pompage (STEP) énergie de pression dans les CAES (stockage d air comprimé) cinétique dans les volants d inertie électrochimique dans les batteries chaleur Le «Power to Gas or to Fuel» propose de transformer les surproductions d intermittentes d électricité décarbonée à faible coût marginal en gaz combustibles ou en hydrocarbures de synthèse facilement stockables et transportables 7

Le P2G : une forme de stockage au domaine d application très étendu 8

Mais le P2G n est pas un stockage d électricité Le P2G appartient à la catégorie des consommateurs flexibles d électricité dont la production est stockable Appartiennent à la même catégorie, la production d eau chaude, de chaleur ou de froid, l électrométallurgie, etc (peut-être) la recharge des véhicules électriques dans le futur, mais également le stockage d électricité durant les cycles de charge, sans oublier le Power to Fuel (méthanol, DME, etc ) Le développement des surproductions d électricité à faible coût marginal est susceptible de créer un contexte favorable au développement ou à la relocalisation de ce type d activités, potentiellement concurrentes entre elles. Le classement du P2G dans la catégorie du stockage d électricité est le résultat d une ambiguïté qui fausse la compréhension de son marché Elle résulte du fait que l hydrogène et le méthane sont des produits énergétiques qui peuvent être utilisés pour produire de l électricité. Considérer le P2G comme une solution de stockage d électricité est une vision extrêmement restrictive du marché du P2G. Le P2G to Power est probablement le segment de marché le moins porteur, en particulier si l on suppose que le «to power» se fasse à travers des outils conventionnels tels que les OCGT ou CCGT. 9

P2G vs stockage d électricité Power to Gas Stockage d électricité Forte capacité de stockage durant de longues période Capacité de stockage n excédant pas quelques heures à 24 ou 48 heures (step) Capacité de transport permet notamment de s affranchir des points de congestions du réseau électrique Faiblesse du rendement Power to Power l électricité stockée ne peut être réinjectée qu au point de soutirage Rendement Power to Power Ne s intéresse, pour l essentiel, qu au prix offpeak de l électricité Arbitre les marchés évolution favorable avec le développement des surproductions intermittentes d électricité à faible coût marginal maturité encore insuffisante des technologies Modèle d affaires fondé, pour l essentiel, sur les spreads peak off-peak 10 évolution défavorable observée en Europe des spreads peak off-peak Bonne maturité des technologies (certaines)

Le P2G to Power, OUI, peut-être, mais autrement La filière P2G to Power sera un segment de marché difficilement compétitif si l on suppose que la production d électricité se fasse dans des outils conventionnels OCGT ou CCGT rendement global insuffisant (inférieur ou voisin de 40%) pas d économie sur le coût d acheminement de l électricité des conditions nécessaires à la compétitivité réunies sur des périodes trop courtes des niveaux de prix de gaz naturel très bas sur les réseaux alimentant les centrales gaz la concurrences des autres systèmes de production centralisée et du stockage d électricité Le P2G to Power, OUI mais à travers la production décentralisée d électricité dans des micro-cogénérations proches des consommateurs finaux rendement global amélioré par la valorisation de la chaleur rendement électrique des nouvelles générations de Fuel Cells (60% pour la SOFC de CFCL) économie sur les coûts d acheminement o l acheminement d un MWh PCS de gaz coute 4x moins cher en France que celui d un MWh d électricité 11

Le P2G to Power, OUI, peut-être, mais autrement Source : Department of Energy - Hydrogen and Fuel Cells Program Plan - 2011 Source : CFCL 12

«Power to Gas» : générer des synergies entre les systèmes électriques et gaziers Fuel cells A horizon 2050, dans un scénario de forte pénétration des EnR intermittentes, couplé à des objectifs ambitieux d efficacité énergétique, des modélisations du système électrique montrent que les surplus de production pourraient approcher les 75 TWh/an soit près de 15% de la production actuelle du parc français. Sur la base de ces modélisations, la production d hydrogène ou de méthane synthèse pourrait atteindre 20 TWh/an, soit près de 7% des consommations de gaz naturel en France. source : GRTgaz E-Cube 13

Le P2G s inscrit aussi dans une démarche de développement des «gaz verts» 14

Une stratégie de conduite : produire uniquement pendant les périodes favorables Produire à chaque fois que le coût marginal de production est inférieur ou égal à un prix cible et uniquement durant ces périodes Hydrogène Méthane Produire si : P élec <= (P H2 + 0,202 P O2 0,227 P H2 O) P élec <= (P CH4 + 0,259 P O2 0,178 P CO2 0,146 P H2 O) P élec P H2 P CH4 P O2 P CO2 P H2 O : prix de l électricité en /MWh : prix de l hydrogène en /MWh PCS : prix de gaz naturel en /MWh PCS : prix de l oxygène en /tonne : prix du gaz carbonique en /tonne : prix de l eau en /tonne 15

Optimiser le choix des implantations Site Avantages Inconvénients Centrales intermittentes (éolien, PV, ) Clients finaux Réseaux un cas particulier (F) Centrales électriques fonctionnant en base pas de coût d acheminent élec pendant les périodes de fonctionnement de la centrale, dès lors que la consommation de l unité P2G est inférieure à la production de la centrale (foisonnement) accès au réseau gaz prix du gaz en fonction du réseau accessible coût d acheminent élec en dehors des périodes de fonctionnement de la centrale ou delà des capacités de production de la centrale valeur du gaz coût d acheminent de l électricité potentiel d injection limité à la consommation du client faible capacité de stockage impact de la taille sur CAPEX et OPEX taille du marché aval capacité de stockage directe ou induite pas de coût d acheminement de l électricité (par foisonnement) capacité de stockage directe ou induite coût d acheminement de l électricité croissant de l amont vers l aval accès aux réseaux gaz vs électriques capacité de stockage et d injection potentiellement limité sur réseau de distribution accès aux réseaux gaz prix du gaz en fonction du réseau accessible 16

Des marchés de l électricité favorable au P2G Marges brutes commerciales comparées entre un stockage d électricité «idéal» et une installation P2G «idéale» en fonction du prix de vente du méthane o o Stockage «idéal» : capacité = 1 MWh, rendement = 80%, pas de temps = 1 heure, pas de délai d inversion P2G «idéale» : capacité = 1 MWh PCS par heure, rendement = 75% (1), P O2 = 40 /t, P H2 O = 2 /t, P CO2 = 0 /t Allemagne France Biométhane (1) : rendement conservatif si l on se réfère à la feuille de route du DOE 2012 sur l hydrogène : état de l art 2011 = 79%, 2015 = 86%, 2020 = 88% 17

Les coûts d acheminement de l électricité impactent fortement l économie du P2G mais également celle du stockage d électricité Le nombre d heures de fonctionnement et la marge brute commerciale décroissent avec les coûts d acheminement de l électricité hypothèses : prix de vente de l oxygène égale à 40 /t, rendement P2G de 75% (80% pour le stockage d électricité), base de prix de l électricité : EPEX France 2012 day ahead RTE ErDF GrDF Biométhane GRTGaz 45 = hypothèse basse du tarif de rachat du biométhane (de 45 à 125 /MWh PCS ). Si le méthane de synthèse est produit à partir d EnR (H 2 ) et de CO 2 «renouvelable» issu du traitement de la biomasse, il devient du méthane «renouvelable» et peut revendiquer le statut de biométhane = segment cible pour lancer l activité P2G 18

Une évolution historique des spreads peak - off-peak également favorable au P2G Allemagne France 19

Les volumes des transactions à prix négatifs croissent en Allemagne Plus de 95 % du volume de transaction à prix négatif se situent entre 23 heures et 8 heures du matin (période pendant laquelle le PV est absent) = ventes à tout prix des centrales devant fonctionner au minimum technique durant les périodes off-peaks pour capter les rémunérations des périodes peaks. 20

Une volatilité croissante des prix induite par le développement des surproductions intermittentes d électricité à faible coût marginal 21 21

Une convergence des prix off-peak vers le coût marginal de production des EnR en abscisses : Puissance «conventionnelle» nécessaire pour boucler le bilan offre/demande 22

Pendant combien de temps peut-on espérer dans le futur acheter de l électricité à un prix inférieur à 0,75 fois le prix moyen sur les marchés de gros 2025 2035 Commentaires En 2011, Powernext et EEX ont servi ce ratio de 0,75 pendant respectivement 1500 heures et 1200 heures. Sur la base des simulation réalisée par la BEE : En 2025, le marché français est susceptible de servir ce ratio pendant en moyenne 2300 heures mais il y autant de chance qu il soit servi pendant 1300 heures que pendant 3400 heures En 2035, le marché français est susceptible de servir ce ratio pendant en moyenne 4600 heures mais il y autant de chance qu il soit servi pendant 3200 heures que pendant 6000 heures 23

Opportunités et menaces pour le P2G O Développement des EnR intermittentes Accroissement des besoins de flexibilité sur le système électrique Possibilité d'arbitrage sur les marchés du gaz et de l'électricité Développement difficile des réseaux électriques M Chute et maintien durable à un niveau très bas du prix du gaz naturel en Europe (effet shale gas) Concurrence d autres consommateurs flexibles dans l accès à l électricité Structure du marché électricité dans son mécanisme de formation des prix 24

Principales technologies d électrolyse Technologie Avantages Inconvénients Défis Alcaline PEM Haute température Co-électrolyse HT C - H 2 O-CO 2 Electro-hydrogénation du CO 2 mature flexibilité rendement catalyseur flexibilité flexibilité produit réversibilité investissement rendement flexibilité produit rendement flexibilité coût (actuel) maturité maturité durée de vie maturité flexibilité coût pression rendement 60/70% -> 70/75% pression durée de vie pression coût durée de vie pression coût preuve du concept 25

Des procédés P2G performants mais à des stades différents de développement 26

Maturité des technologies et défis Electrolyse alcaline aujourd hui, PEM demain, haute température après demain Les défis à relever Des défis de R&D : flexibilité de fonctionnement, augmentation de la durée de vie des cellules (matériaux pour la haute température), réduction des besoins en métaux précieux (Pt) Réduction drastique des coûts d investissement (objectif : division par 5): Un défi industriel qui impose de passer d une production unitaire ou en petite série à un production en grande série des cellules et stacks. Accès au CO2 pour la production de méthane de synthèse. 27

Les challenges R&D à relever 28

Challenge industriel : Passer à une production en grande série pour réduire les coûts 29

CAPEX : quelques éléments d éclairage La principale difficulté est dans la projection de prix basés sur un retour d expérience limité, sur des équipements de petites tailles comprenant quelques cellules par stack et sur des productions à l unité ou en très petites séries En raison des similitudes technologiques et malgré des tailles de marché fondamentalement différentes, les analyses portant sur les FC pour la mobilité peuvent donner des indications Source : Department of Energy - Hydrogen and Fuel Cells Program Plan - 2011 30

CAPEX : étude NREL 2009 NREL : National Renewable Energy Laboratory - USA Quelques résultats qui semblent réunir un large consensus dans la profession Les performances d une installation d électrolyse sont celles des stacks qui la composent Les stacks sont composés de cellules. La taille des cellules est limitée par des contraintes constructives et celles des stacks (nb de cellules) par la tension maximale admissible à ses bornes o la taille des stacks PEM se situe entre 250 et 1500 kg H 2 / jour. Peu de constructeurs osent aller au-delà de 500 kg/j. Le coût comparé de 2 stacks est donné par la formule C = W k avec W en kg/j et k = 0,6 ou 0,7 fonction de la technologies. Le coût d une installation de P2G est globalement proportionnel au nombre de stacks Le cœur des cellules est remplacé en moyenne tout les 7 ans o La traduction dans la littérature DOE et NREL est un investissement tous les 7 ans égal à 25% du coût initial de l installation (hors BOP) Le coût du BOP montre une très grande dispersion d un constructeur à l autre. o Le NREL observe que l essentiel des efforts est aujourd hui focalisé sur la réduction du coût des stacks alors que le potentiel le plus grand à court terme est probablement dans le BOP. Très grande dispersion des CAPEX anticipés selon les constructeurs (de 370 à 1600 $.kg -1.day -1 ) o fonction des technologies, des anticipations sur la taille du marché, de la confiance ou non dans le succès des nouvelles technologie, du coût du BOP, etc le consensus semble converger vers 800 $ 2005.kg -1.day -1. http://www.hydrogen.energy.gov/h2a_production.html http://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/46676.pdf 31

Feuille de route DOE 2012 DOE : US Department Of Energy Production centralisée 2011 2015 2020 CAPEX non installé $ 2007 368 300 242 CAPEX installé $ 2007 693 532 427 Efficacité Stack kwh/kg 45 44 43 rendement sur PCI 74% 76% 77% rendement sur PCS 88% 90% 92% Efficacité système kwh/kg 50 46 44,7 rendement sur PCI 67% 72% 74% rendement sur PCS 79% 86% 88% Production décentralisée 2011 2015 2020 CAPEX non installé $ 2007 430 300 300 Efficacité Stack kwh/kg 45 44 43 rendement sur PCI 74% 76% 77% rendement sur PCS 88% 90% 92% Efficacité système kwh/kg 50 46 44 rendement sur PCI 67% 72% 76% rendement sur PCS 79% 86% 90% o La valeur des CAPEX est une valeur actualisée au taux de 10% qui intègre un investissement égal à 25% de l investissement initial tous les 7 ans (remplacement des cellules au sein des stacks). Le taux d inflation utilisé par le DOE est 1,9% par an. Durée d amortissement = 20 ans. o Le DOE suppose que les installations décentralisée bénéficient du BOP des sites sur lesquels elles sont installées o Les valeurs de CAPEX supposent que le coût des stacks sera divisé par 2 entre 2011 et 2020. o Les données NREL et DOE sont en lignes dans l hypothèse d un développement volontariste du Power to Gaz (effet volume) o Les valeur de CAPEX et les rendements sont donnés ici pour les électrolyseurs alcalins.. Les PEM devraient être moins chers, plus flexibles mais avec un rendement légèrement inférieur. Les électrolyseurs HT C seront probablement plus chers mais beaucoup plus flexibles et avec un rendement supérieur qui pourrait dépasser les 80% sur PCI o Le DOE suppose que les installations seront totalement automatisées. Staff de 10 temps pleins en 2011 et seulement 4 en 2020 32

Quelques «projets phares» Projets GDF SUEZ Projets Européens Projet GHRYD (France) (Invest. d Avenir) Projet développé par GDF SUEZ visant à tester l injection d hydrogène dans le réseau de gaz naturel un éco-quartier de 200 logements et l utilisation d Hythane dans une flotte de 50 bus à Dunkerque Projets Minerve, Demeter (France)(ANR, KIC) Projet de co-électolyse eau-co2 à haute température porté par CEA en partenariat avec SOLVAY, GDF SUEZ, KIT, etc Projets ElectoHgena (France) projet «phare» piloté par AREVA d électro-hydrogénation de CO2 en partenariat avec GDF SUEZ, SOLVAY, EADS, VICAT + une dizaine de laboratoires Projet Eon (Allemagne) injection dans le réseau de distribution de gaz d hydrogène produit par électrolyse (360 Nm3/h, 2 MW) à partir des excès de production éolienne CO2RRECT(Allemagne): CO 2 -Reaction using Regenerative Energies and Catalytic Technologies- production d hydrogène par électrolyse (Siemens) combiné au CO 2 de RWE Projet Audi (Allemagne) production de méthane à partir d hydrogène vert - alimentation de véhicules et d habitations Lolland Project (Danemark): 3 éoliennes de 3 MW qui alimentent un électrolyseur de 20 Nm3/h et un réseau d habitations équipées de CHP via pipeline - 3ème phase du projet Projet RH2-KWA (Allemagne) 28 éoliennes (140 MW) qui alimentent 3 villages et un système hydrogène avec un électrolyseur de 1 MW + cogénération (250 kw) Projet Enertrag (France) Production d H2 par électrolyse couplée à une ferme PV de 40 MW dans la région de Cambrai 33

Premier projet Power to Gas coordonné par la DRI de GDF SUEZ 34

Objectif : éclairer la filière pour orienter le développement industriel 2004 2011 2012 2018 NATURALHY Enjeu sécurité: max 20 à 25%vol d H2 dans le gaz naturel 20% acceptable par : matériaux de réseau, utilisations et compteurs testés ALTHYTUDE Simple adaptation des infrastructures et véhicules Faisabilité technique et bénéfices environnementaux de la filière Hythane Trois marchés énergétiques seront explorés : Optimisation valorisation EnR Nouveau gaz pour villes durables Carburants Hythane pour flottes Objectifs GRHYD : Techniques, économiques, environnementaux, sociétaux et réglementaires Objectifs cibles pour la filière H2/GN : Production d H2 à un prix compétitif / GN au point d injection Commercialisation d un mélange H2/GN à un surcoût acceptable Réglementation adaptée Création de valeur environnementale et offre de services au réseau électrique Développement du business d une filière française d exploitants et de constructeurs de systèmes H2 35