Systèmes hydrogène et systèmes électriques : quelles

Eclairages
Systèmes hydrogène et systèmes électriques :
quelles interactions ?
par Benjamin Guinot & Chrisitine MANSILLA
DRT­Liten / CEA I­tésé
Les systèmes hydrogène ont démontré un potentiel réel pour faciliter la transition vers un
système énergétique bas carbone, avec la technologie d’électrolyse au cœur du processus.
À court terme ils peuvent contribuer significativement à la stabilité du système électrique
à travers les services système. À moyen terme, leur rôle s’amplifiera à travers ces services
et un potentiel pour le stockage massif.
L
a transition énergétique vers un système bas carbone
passe notamment par le développement massif
d’énergies renouvelables (EnR) non programmables telles
que l’éolien et le solaire. Pour relever ce défi, le système
électrique, contraint de réaliser à chaque instant
l’équilibre entre injections et soutirages, dispose de
plusieurs moyens. Certains agissent sur l’offre, certains
sur la demande, et d’autres tels que le stockage ou les
interconnexions jouent sur ces deux leviers.
Les caractéristiques techniques d’un système de
production d’hydrogène par électrolyse permettent un
ajustement rapide de la puissance électrique consommée
(i.e. passage à la puissance nominale en quelques
minutes, voire quelques secondes) : la production
d’hydrogène est ainsi un nouvel outil potentiel pour
contribuer à la stabilité du système électrique. Nous
proposons ici de brosser un tableau rapide des services
possibles et d’en identifier les bénéfices tant pour le
producteur d’hydrogène que pour le système électrique.
Figure 1 : Ajustement de la consommation électrique de
l’électrolyseur (ELY) à la production EnR d’un site connecté au
réseau. Bénéfices attendus du lissage de la production EnR :
réduction de l’impact de l’intermittence, réduction des besoins
de prévision, réduction des besoins en capacité de
transmission, intégration « massive » d’EnR
La flexibilité d’un système électrolyseur est
valorisable dans de nombreuses situations
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Les systèmes hydrogène peuvent s’envisager de façon
centralisée ou décentralisée. Décentralisés, ils peuvent être
installés à proximité d’un site de production d’énergie
renouvelable ou près d’un site de consommation. Grâce à
leur flexibilité, ils peuvent ajuster leur consommation
électrique pour lisser la production EnR ou la demande
d’un site (cf. Figures 1 et 2).
Des services plus globaux d’équilibrage entre offre et
demande pourraient être rendus sans requérir la
proximité entre électrolyseurs et sites de consommation
ou production, dès lors que les réseaux autoriseraient les
échanges qui en découleraient (transport d’énergie
électrique des sites de production aux sites de
consommations).
Toujours avec un modèle centralisé, des électrolyseurs
connectés au système électrique peuvent également
rendre des services de réglage : réglage de fréquence
primaire ou secondaire (les services système), ou réglage
tertiaire pour les échéances plus longues (le mécanisme
d’ajustement).
La lettre de l'I­tésé ­ Numéro 25 ­ Eté 2015
Figure 2 : Ajustement de la consommation électrique de
l’électrolyseur (ELY) à la demande électrique d’un site
connecté au réseau. Bénéfices attendus du lissage de la
demande d’un site : réduction de l’impact de la variabilité de
la consommation, réduction des besoins de prévision de
consommation
Eclairages
La participation des systèmes hydrogène aux
services système et au mécanisme d’ajustement : des
bénéfices à portée de main
Un usage de l’hydrogène qui devient
économiquement viable pour des applications « site
isolé »
Techniquement, les systèmes hydrogène sont capables de
contribuer à la stabilité du système électrique par leur
participation aux services système et au mécanisme
d’ajustement. Il reste que leur participation ne sera
effective que si elle est assortie d’un bénéfice économique
pour le producteur d’hydrogène.
Loin de s’opposer aux batteries, l’hydrogène comme
moyen de stockage pour sécuriser l’approvisionnement
électrique de sites dits «isolés» apparait très
complémentaire. Le stockage via l’hydrogène est plutôt
utilisé avec un rythme saisonnier, quand les batteries
assurent les variations journalières de la demande.
Il apparait que, couplée à une installation photovoltaïque,
la « chaine hydrogène » constituée d’un électrolyseur,
d’un stockage et d’une pile à combustible, ne représente
qu’une part modeste du coût de production de
l’électricité, mais qu’elle réduit très significativement le
dimensionnement du banc de batteries. Ainsi, dans le cas
de l’étude menée par le projet REVERSE, le surcoût de
l’électricité produite par rapport à l’alternative diesel,
pour un coût du diesel à 2€/l, se trouve réduit de moitié,
ne représentant plus que 20% grâce à la complémentarité
des deux types de stockage. De plus, pour un coût de
2,5€/l, la solution hybride hydrogène­batteries devient
compétitive par rapport à l’alternative diesel [4].
Le projet REVERSE et le projet VItESSE 2 ont examiné ces
questions [1]­[2] et il ressort que la participation au réglage
de fréquence primaire est actuellement encore trop peu
attractive [1]. Cependant l’écart n’est «que» d’un facteur
deux, ce qui ne semble pas insurmontable à terme, étant
donnés les besoins croissants d’équilibrage qui accentuent
la valeur de ce service, associé à la perspective de
réduction des coûts des systèmes hydrogène.
En ce qui concerne le mécanisme d’ajustement, l’intérêt
économique existe déjà : participer à ce mécanisme peut
contribuer à réduire les coûts de production de
l’hydrogène de l’ordre de 10% [2]. Néanmoins il est
indispensable de souligner que dans le cadre d’un
déploiement massif, les systèmes hydrogène seront
confrontés à la concurrence d’autres demandes flexibles
(e.g. stockage, véhicule électrique), ce qui nécessitera de
trouver des complémentarités entre les différentes
solutions.
Les systèmes hydrogène : un vecteur potentiel
d’intégration massive des EnR
Vu du système électrique, un système de production
d’hydrogène par électrolyse est une demande flexible
d’électricité. De telles demandes rendent possible le
développement de mix électriques extrêmement
volontaristes en termes environnementaux, en utilisant
mieux les capacités de production électrique bas carbone :
qu’elles soient programmables comme l’énergie nucléaire,
ou non, comme l’énergie éolienne ou photovoltaïque. En
effet, la flexibilité de la demande permet d’éviter la
réduction du taux de charge des centrales programmables
ainsi que –en partie au moins– l’écrêtement des énergies
renouvelables non programmables. La mise en œuvre
d’interconnexions nombreuses permettrait qui plus est
d’augmenter les synergies entre pays européens.
De premiers résultats ont montré que le développement
de tels mix semble possible, avec un coût de production
d’hydrogène potentiellement compétitif [3]. Il reste que, là
encore, la concurrence avec les autres types de demande
flexible est à examiner en détails pour préciser les
opportunités réelles.
A moyen terme : le potentiel de l’électrolyse haute
température
L’électrolyse haute température est un procédé
d’électrolyse de la vapeur d’eau, opérant typiquement à
des températures de 700 à 800°C. Ce procédé permet des
gains en rendement, notamment via l’apport direct sous
forme de chaleur d’une partie de l’énergie. Cette chaleur
est fournie grâce à des systèmes d’échangeurs thermiques
entre flux entrant et sortant de l’électrolyseur, et ne
requiert donc pas de source thermique à très haute
température.
Le stack d’électrolyse haute température présente un
potentiel supplémentaire par rapport aux autres types
d’électrolyse. En effet, il permet de faire de la co­
électrolyse de dioxyde de carbone et d’eau, produisant du
gaz de synthèse valorisable de multiples façons. Par
ailleurs, le même stack d’électrolyse haute température
peut être exploité en mode réversible, permettant avec un
seul objet d’assurer soit un service de production
d’hydrogène (mode électrolyse), soit une production
d’électricité (mode pile). Ceci permet d’imaginer de
nouveaux types de système : un électrolyseur haute
température couplé à une source électrique bas carbone
pourrait devenir un procédé de production d’hydrogène
pour des applications produit chimique ou vecteur
énergétique de l’hydrogène, doublé d’un procédé de
production d’électricité en période de tension du système
électrique. Ainsi, un potentiel technique et économique
pour cette technologie est mis en évidence, mais il reste à
le démontrer en conditions réelles compte tenu de la
moindre maturité de cette technologie aujourd’hui.
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Eclairages
Une démarche prospective tenant compte du service
rendu d’un point de vue global pourra apporter des
éclairages sur l’économie de ces systèmes.
Au total, les systèmes hydrogène présentent ainsi un
potentiel réel pour faciliter la transition vers un système
énergétique bas carbone, avec la technologie d’électrolyse
(haute température) au cœur du processus. Pour affirmer
ce potentiel, la R&D doit être maintenue et amplifiée afin
de lever les incertitudes techniques et économiques qui
demeurent encore.
Références
[1] B. Guinot, F. Montignac, B. Champel, and D. Vannucci,
“Profitability of an electrolysis based hydrogen production plant
providing grid balancing services”, International Journal of
Hydrogen Energy, vol. 40, no. 29, pp. 8778–8787, Aug. 2015.
[2] C. Mansilla, J. Louyrette, S. Albou, G. Barbieri, N. Collignon,
C. Bourasseau, B. Salasc, S. Valentin, S. Dautremont, J. Martin,
and F. Thais, “Electric system management through hydrogen
production – a market driven approach in the French context”,
International Journal of Hydrogen Energy, vol. 37, no. 15, pp.
10986­10991, Aug. 2012.
[3] P. Caumon, M. Lopez­Botet Zulueta, J. Louyrette, S. Albou,
C. Bourasseau, and C. Mansilla, “Flexible hydrogen production
implementation in the French power system: expected impacts
at the French and European levels”, Energy, vol. 81, pp. 556­562,
March 2015.
[4] B. Guinot, B. Champel, F. Montignac, E. Lemaire, D.
Vannucci, S. Sailler, and Y. Bultel, “Techno­economic study of a
PV­hydrogen­battery hybrid system for off­grid power supply:
Impact of performances’ ageing on optimal system sizing and
competitiveness”, International Journal of Hydrogen Energy,
vol. 40, no. 1, pp. 623–632, Jan. 2015.
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