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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

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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

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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

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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)

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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)

12

Je vous remercie pour votre attention