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From: Julien Moutinho <julm+environnement@autogeree.net>
To: "Séverine Popek" <severine.popek@autistici.org>
Subject: power-to-gas-to-power via l’hydrogène
Date: Wed, 31 Mar 2021 06:18:18 +0200	[thread overview]
Message-ID: <20210331041818.esw2z4hclx7lmlre@autogeree.net> (raw)

Voici mes notes sur le stockage/déstockage semi-industriel
d'électricité au moyen de dihydrogène (abrégé hydrogène ci-après),
la meilleure utilisation à faire d'une production d'hydrogène décarboné,
ainsi que de brèves notes d'actualité sur la sécurisation
de l'approvisionnement électrique français.

Julien.


# power-to-gas-to-power via l’hydrogène

## Échelle semi-industrielle

Concernant le power-to-gas-to-power via l'hydrogène,
cette étude est très pertinente :
- [AT-2020] /Rôle de l’hydrogène dans une économie décarbonée/,
  Académie des technologies, 2020.
  https://academie-technologies-prod.s3.amazonaws.com/2020/12/10/14/00/10/ec136763-95ea-409d-92de-4a7d3acb437e/201203%20Hydroge%CC%80ne%20web%20V5%20cdef.pdf
En particulier p.72 :
> 4.3. Coûts de conversion de l’hydrogène en électricité
> [...]
> Pour les piles à combustible « stationnaires » destinées à la
> production de puissance, les références identifiées
> (dont le rapport AIE sur l’hydrogène de 2019)
> évoquent des coûts d’investissement de 1 500 à 2 000 €/kW
> avec des perspectives de long terme vers 500 €/kW.
> Cependant, les unités actuellement installées sont de faible puissance,
> ne dépassant pas 5 MW unitaire, même si des projets de sites récemment
> annoncés visent 10, voire 20 MW. Ces puissances, relativement faibles,
> semblent orienter les piles à combustible vers des usages locaux,
> avec des interrogations sur l’amortissement des installations
> très similaires au raisonnement posé pour les électrolyseurs (cf. § 5.1.2.b) :
> hors des usages « en base », il semble très difficile de rentabiliser l’investissement.

Et p.75-77
> 4.4.2. Stockage des énergies renouvelables
> Dans ces conditions, le MWh produit par une pile à combustible
> à partir d’un hydrogène issu de renouvelables s’établit entre
> 500 et 800 €/MWh. La principale option pour diminuer le coût de
> cette électricité déstockée serait d’utiliser le même
> dispositif comme électrolyseur et comme pile à combustible :
> c’est ce que propose, par exemple, la start-up française Sylfen <https://sylfen.com/>.
> Dans ce cas le MWh produit pourrait s’établir entre 400 et 550 €/MWh,
> voire moins compte tenu des rendements plus
> favorables des électrolyseurs à haute température.
> Dans l’hypothèse d’un hydrogène issu d’EnR à 5 €/kg,
> le coût de l’électricité déstockée pourrait descendre à 450 €/MWh.
> [...]
> Il convient de souligner que tous ces coûts supposent des
> installations électrolytiques de plusieurs MW,
> soit la puissance d’une éolienne terrestre ou
> de quelques hectares de panneaux PV. 
> [...]
> Dans tous les cas, le stockage d’une électricité renouvelable
> variable sous forme d’hydrogène entraîne des pertes de conversion de 70 %,
> à terme peut-être seulement 40 ou 50 %.
> Dans un environnement disposant de larges réseaux de gaz ou
> d’électricité les perspectives de rentabilité pour ces
> solutions semblent très lointaines, à des niveaux de coût
> carbone bien supérieurs à ce qu’ils sont actuellement.

En p.96 se trouve une liste d'autres constructeurs, fabricants et équipementiers français
positionés sur l'hydrogène.

## Échelle nationale

Pour une prospective à l'échelle nationale et à l’horizon 2030-2050,
le RTE (Réseau de Transport d'Electricité) a publié plusieurs rapports :
- [RTE-H2-2020] /La transition vers un hydrogène bas carbone.
  Atouts et enjeux pour le système électrique à l’horizon 2030-2035/
  https://web.archive.org/web/20200125054726/https://www.rte-france.com/sites/default/files/rapport_hydrogene_vf.pdf
  (le lien original sur rte-france.com est mort, probablement à cause
  des récents incendies d'onduleurs et de batteries d'OVHcloud à Strasbourg).
  Vulgarisé ici par ailleurs : https://www.connaissancedesenergies.org/transition-energetique-quelle-contribution-pour-lhydrogene-bas-carbone-200123

La conclusion p.5 est que si l'on n'a plus d'électro-nucléaire
(ce qui dépend en premier lieu des choix publics à venir sur le mix électrique),
alors le stockage/déstockage d'électricité via l'hydrogène
pourra devenir intéressant :
> À plus long terme (horizon 2050) en revanche,
> les scénarios reposant exclusivement ou très majoritairement
> sur les énergies renouvelables devront nécessairement
> s’appuyer sur du stockage. Dans ces cas de figure,
> la boucle power-to-gas-to-power, via l’hydrogène,
> constitue une option à considérer, malgré son faible
> rendement énergétique (entre 25 % et 35 % selon les technologies actuelles).
Les détails de l'analyse sont aux pages 19-22.

Ce que les dernières études en date confirment jusque là :
- [RTE-BPLT-2021] /Bilan prévisionnel long terme « Futurs énergétiques 2050 »/
  https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-01/Bilan%20Previsionnel%202050-consultation-complet.pdf
- [RTE-GT4-2021] /Groupe de travail n°4 « interfaces entre l’électricité et les autres vecteurs »/
  https://www.concerte.fr/system/files/document_travail/2020-11-17%20-%20GT4-Power-to-X%20-%20Trajectoires-Hydrogene-Chaleur%20-%20compress%C3%A9.pdf
En particulier, p.63 de [RTE-BPLT-2021] :
> Dans des cas particuliers, il est possible d’envisager une
> boucle Power-to-X-to-Power. C’est le cas notamment de
> l’hydrogène et du méthane de synthèse qui seraient utilisés
> en soutien au système électrique. Cette solution
> est caractérisée par un rendement énergétique faible
> (25% à 35% selon les technologies actuelles)
> mais présente malgré tout un intérêt possible à long terme,
> en particulier pour le stockage saisonnier
> dans des mix électriques avec une part importante
> d’énergies renouvelables. Les besoins de développement de
> l’hydrogène pour contribuer à la flexibilité dusystème
> électrique devront néanmoins être analysés au regard des
> possibilités offertes d’autres leviers de flexibilités
> potentiels, et ce à la maille européenne.Les couplages entre
> électricité et autres vecteurs énergétiques (notamment
> hydrogène et gaz mais également chaleur) seront en effet en
> concurrence avec d’autres solutions, mentionnées en partie 6
> (par exemple, pilotage de la charge des véhicules
> électriques, écrêtement de production, mobilisation de
> groupes de production thermiques ou hydraulique des pays
> voisins via les interconnexions, etc.).



# Décarboner avec l'hydrogène

Avec de l'hydrogène décarboné (produit en pratique aujourd'hui
principalement par électrolyse de l'eau avec une source d'électricité décarbonée),
l'optimum actuel pour décarboner est plutôt qu'il serve à faire
du raffinage, de l'acier, de l'ammoniac ou du méthanol,
qui sont les principaux usages de l'hydrogène à ce jour
comme on peut voir p.32 du rapport de 2019 « The Future of Hydrogen »
de l'AIE (Agence Internationale de l'Energie) :
https://www.capenergies.fr/wp-content/uploads/2019/07/the_future_of_hydrogen.pdf
Vulgarisé par Le Réveilleur ici : https://www.lereveilleur.com/hydrogene-un-enjeu-industriel/

Depuis septembre 2020, la France investit 7Mds€ dans une :
- [SNDHDF-2020] /Stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné en France/
  https://www.gouvernement.fr/sites/default/files/contenu/piece-jointe/2020/09/dp_hydrogene_cab.pdf
  Vulgarisée par Carbone4 ici : http://www.carbone4.com/decryptage-hydrogene-mobilite-decarbonee/

Ce qui se traduit par exemple dans l'appel à projet EcosysH2 de l'Ademe :
> Ecosystèmes territoriaux hydrogène
> Aide aux investissements dans des écosystèmes,
> qui associent infrastructures de production / distribution d'hydrogène, et usages de l'hydrogène.
https://agirpourlatransition.ademe.fr/entreprises/dispositif-aide/20201013/ecosysh22020-165

Selon trois priorités qui suivent les recommandations d'[AT-2020] publiées un mois auparavant :
> - Décarboner l’industrie en faisant émerger une filière française de l’électrolyse ;
> - Développer une mobilité́ lourde à l’hydrogène décarboné́ ;
> - Soutenir la recherche, l’innovation et le développement de compétences afin de favoriser les usages de demain.

En 2014, l'Ademe, GRDF et GRTgaz concluaient déjà comme l'[AT-2020]
au peu d'intérêt qu'offre actuellement le power-to-gas-to-power dans une :
> Etude portant sur l'hydrogène et la méthanation
> comme procédé de valorisation de l'électricité excédentaire.
https://www.ademe.fr/etude-portant-lhydrogene-methanation-comme-procede-valorisation-lelectricite-excedentaire

> Dès lors qu’il s’agit uniquement de faire des allers-retours de
> court terme entre production et consommation électrique,
> le méthane de synthèse et même l’hydrogène seul exigent
> des investissements et occasionnent des pertes de rendement importantes.

et orientaient déjà vers ces deux autres usages de l'hydrogène :
> La prise en compte des besoins de l’industrie et
> plus encore des transports où le gaz est un très bon substitut
> aux produits pétroliers change la donne
> et augmente considérablement l’intérêt des conversions énergétiques.

Le rapport du Sénat de 2020 :
> L'agriculture face au défi de la production d'énergie
> D. LES PERSPECTIVES TECHNOLOGIQUES DES ÉNERGIES RENOUVELABLES DANS LES TERRES AGRICOLES
http://www.senat.fr/rap/r19-646/r19-646.html
évoque en passant :
> D'autres innovations, encore à l'étude,
> entourent la production d'énergie dans le secteur agricole, à l'image
> [...] de l'installation d'un électrolyseur à la base
> d'un système photovoltaïque ou d'une éolienne,
> qui est l'une des pistes récentes d'innovations technologiques au stade amont.
Sans mentionner de projet particulier de ce type,
mais en mettant en avant des usages non-électrogènes de l'hydrogène,
à l'instar du démonstrateur MéthyCentre qui à partir de l'électrolyse d'hydrogène
(non pas à partir de photovoltaïque mais d'électricité du réseau cependant,
ce qui la rend plus stable et moins carbonnée grâce à l'électro-nucléaire),
va y associer de la méthanisation et de la méthanation,
pour en faire de la chaleur, des engrais ou des carburants.
https://methycentre.eu/projet/

Même si pour la mobilité, c'est dans le transport routier de longue distance
que l'hydrogène a le plus de pertinence (cf. [SNDHDF-2020])
il y a tout de même des expérimentations en cours de véhicules en auto-partage :
> 2019. Engie green, MHyRABEL (Mobilisation Hydrogène pour la Régulation,
> l’Assistance aux réseaux et la moBilité  par les Eoliennes Lorraines),
> Audun le Roman (Meurthe-et-Moselle).
https://www.republicain-lorrain.fr/edition-briey/2019/12/18/station-hydrogene-une-premiere
https://www.engie-green.fr/actualites/la-premiere-station-de-recharge-pour-vehicules-hydrogene-du-projet-mhyrabel/

> 2020. VDN Group, Tupigny (Aisne)
> production d’hydrogène à partir d’éoliennes pour alimenter
> deux véhicules qui seront proposés en libre-service.
- https://afhypac.org/newsletter/75/tupigny-un-vent-nouveau-souffle-sur-l-hydrogene-208/
- https://www.sdec-energie.fr/sites/sdec.createurdimage.fr/files/pdf/tr2-vdn-combine_eolien_h2.pdf



# Pression sur les terres rares

Il faut savoir que, comme les pots catalytiques :
> - les piles à hydrogène contiennent actuellement du platine,
>   dont la ressource est rare et limitée, mais qui peut,
>   dans une certaine mesure, être recyclé. La rareté de ce métal,
>   les concurrences internationales pour son obtention serait alors
>   un nouveau paramètre à considérer.
p.207 https://theshiftproject.org/wp-content/uploads/2020/07/Rapport-davanvement_Vision-globale_V0_PTEF_Shift-Project.pdf



# Risques d'accidents

Il est bon de rappeler que :
> Les propriétés de l’hydrogène – propension à fuir en raison de
> sa petite taille, mais aussi large domaine d’inflammabilité et
> très faible énergie d’ignition, faculté à détoner – le rendent
> particulièrement dangereux dans les espaces confinés ou
> semi-confinés (points hauts ou recoins des réservoirs,
> plafonds...) Ainsi, les accidents impliquant de l’hydrogène
> objet de cette synthèse, sont à 84 % des incendie et/ou des
> explosions, dont les conséquences notamment humaines sont
> souvent graves. La meilleure stratégie, adoptée notamment
> dans les ateliers de charge de batterie ou d’électrolyse, est
> de privilégier les milieux non confinés, non encombrés, en
> extérieur ou équipé d’une bonne ventilation.
> Concernant l’origine des accidents impliquant de l’hydrogène, leur
> analyse montre que dans plus de 70 % des cas, le « facteur
> organisationnel et humain » joue un rôle prédominant dans les
> causes profondes de la survenue de ces accidents. Une
> vigilance permanente doit donc s’imposer au sein de
> l’entreprise, à tous les niveaux hiérarchiques - direction,
> encadrement, acteurs de terrain, sous-traitants – en gardant à
> l’esprit qu’en présence d’hydrogène, le risque d’ignition est permanent.
p.10 https://www.aria.developpement-durable.gouv.fr/wp-content/files_mf/1373986645SYHydrogene2008.pdf




# Sécurisation de l'approvisionnement électrique français

Pour la préoccupation de la sécurité de l'approvisionnement électrique,
de ce que j'ai pu en lire ici https://www.ecologie.gouv.fr/securite-dapprovisionnement-en-electricite
ou là https://assets.rte-france.com/prod/public/2020-06/RapportRTEEODete2020-pdf.pdf notament,
elle se fait avant tout par :

- Le renforcement du réseau et de ses interconnexions entre régions ou pays.
  Notamment pour absorber des pics de consommation ou creux de production extrèmes.
  Ainsi le Sénat préconisait en 2007 d'éviter à la fois :
  > [l']insuffisance de moyens de production aptes à répondre à la demande régionale
  > ainsi que par la faiblesse des raccordements au réseau de transport
  https://www.senat.fr/rap/r06-357-1/r06-357-16.html#toc37
  En 2020, la Nouvelle-Aquitaine a exporté trois fois plus d'électricité
  qu'elle n'en a importée :
  https://bilan-electrique-2020.rte-france.com/explorer-une-region/#/75
  Sans être au top des régions exportatrices, la Nouvelle-Aquitaine n'est pas à ce jour
  dans la fragilité bien connue de la Bretagne par exemple.
  Toutefois ledit rapport du Sénat indique qu'en 2007,
  le Limousin n'a produit qu'un peu moins de la moitié de sa consommation.

  Les interconnexions entre pays européens laissent quant à elles espérer
  que nous ne nous retrouvions pas dans le cas du Texas (de taille comparable à la France)
  et premier Etat étasunien producteur d’énergie (comme la France en Europe),
  mais aussi seul État dont le réseau électrique est quasiment isolé du reste des USA
  (pour des raisons politiques et non techniques),
  ce qui a rendu ainsi physiquement impossible aux réseaux des autres États
  de lui venir suffisamment en aide pour empêcher son blackout en février dernier :
  https://www.transitionsenergies.com/reseau-electrique-texas-4-minutes-37-secondes-effondrement/

- Le surdimensionnement et la diversification du parc de production
  (notamment pour absorber le pic hivernal).
  Toutefois :
  > à l’horizon 2040, la France peut être confrontée à
  > un important effet-falaise, lié au calendrier historique
  > extrêmement rapide de construction des tranches dans les années 80
  https://www.sfen.org/rgn/rte-alerte-securite-approvisionnement-france
  Plusieurs scénarios sont à l'étude dans [RTE-BPLT-2021].

- La maîtrise de la demande en électricité.
  Par exemple par l'interruptibilité automatique de sites industriels,
  comme le 8 janvier dernier suite à un incident sur le réseau électrique dans l’Est de l’Europe.
  https://www.rte-france.com/actualites/rte-active-linterruptibilite-pour-reequilibrer-la-frequence-electrique-europeenne
  Mais également par de l'effacement implicite à mesure que
  la plupart des compteurs pour particuliers le permettent.

- Mais peu par stockage car « la question du stockage est techniquement peu maîtrisée aujourd’hui ».
  Le stockage se fait aujourd'hui majoritairement dans des Stations de Transfert d'Énergie par Pompage (STEP),
  mais il ya d'autres dispositifs plus expérimentaux, essentiellement à base de batteries pour le moment :
  https://www.rte-france.com/projets/nos-projets/stocker-lelectricite-lexperimentation-ringo-ventavon
  https://www.total.com/fr/medias/actualite/communiques/total-lance-le-plus-grand-projet-de-stockage-delectricite-par-batterie-de-france
  https://voltalia.com/uploads/08_Not%C3%ADcias/Press_Releases/2020/20201116_Voltalia_IPP_Mana_Stockage_mise_en_service_FR.pdf

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